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ekor.rpg.ci & ekor.rpt.ciUnidades de protección, medida y control

Instrucciones generalesIG-157-ES, versión 04, 31/05/2016

¡ATENCIÓN!

Durante el funcionamiento de todo equipo de media tensión, ciertos elementos del mismo están en tensión, otros pueden estar en movimiento y algunas partes pueden alcanzar temperaturas elevadas. Como consecuencia, su utilización puede comportar riesgos de tipo eléctrico, mecánico y térmico.

Ormazabal, a fin de proporcionar un nivel de protección aceptable para las personas y los bienes, y teniendo en consideración las recomendaciones medioambientales aplicables al respeto, desarrolla y construye sus productos de acuerdo con el principio de seguridad integrada, basado en los siguientes criterios:

• Eliminación de los peligros siempre que sea posible. • Cuando esto no sea técnica ni económicamente factible, incorporación de las protecciones adecuadas en el propio

equipo. • Comunicación de los riesgos remanentes para facilitar la concepción de los procedimientos operativos que prevengan

dichos riesgos, la formación del personal de operación que los realice y el uso de los medios de protección personal pertinentes.

• Utilización de materiales reciclables y establecimiento de procedimientos para el tratamiento de los equipos y sus componentes, de modo que una vez alcanzado el fin de su vida útil, sean convenientemente manipulados, respetando, en la medida de lo posible, la normativa ambiental establecida por los organismos competentes

En consecuencia, en el equipo al que se refiere este manual, y/o en sus proximidades, se tendrá en cuenta lo especificado en el apartado 11.2 de la norma IEC 62271-1. Asimismo, únicamente podrá trabajar personal con la debida preparación y supervisión, de acuerdo con lo establecido en la norma EN 50110-1 sobre seguridad en instalaciones eléctricas y la norma EN 50110-2 aplicable a todo tipo de actividad realizada en, con o cerca de una instalación eléctrica. Dicho personal deberá estar plenamente familiarizado con las instrucciones y advertencias contenidas en este manual y con aquellas otras de orden general derivadas de la legislación vigente que le sean aplicables[1].

Lo anterior debe ser cuidadosamente tenido en consideración, porque el funcionamiento correcto y seguro de este equipo depende no solo de su diseño, sino de circunstancias en general fuera del alcance y ajenas a la responsabilidad del fabricante, en particular de que:

• El transporte y la manipulación del equipo, desde la salida de fábrica hasta el lugar de instalación, sean adecuadamente realizados.

• Cualquier almacenamiento intermedio se realice en condiciones que no alteren o deterioren las características del conjunto, o sus partes esenciales.

• Las condiciones de servicio sean compatibles con las características asignadas del equipo. • Las maniobras y operaciones de explotación sean realizadas estrictamente según las instrucciones del manual, y con

una clara comprensión de los principios de operación y seguridad que le sean aplicables. • El mantenimiento se realice de forma adecuada, teniendo en cuenta las condiciones reales de servicio y las ambientales

en el lugar de la instalación.

Por ello, el fabricante no se hace responsable de ningún daño indirecto importante resultante de cualquier violación de la garantía, bajo cualquier jurisdicción, incluyendo la pérdida de beneficios, tiempos de inactividad, gastos de reparaciones o sustitución de materiales.

Garantía

El fabricante garantiza este producto contra cualquier defecto de los materiales y funcionamiento durante el periodo contractual. Si se detecta cualquier defecto, el fabricante podrá optar por reparar o reemplazar el equipo. La manipulación de manera inapropiada del equipo, así como la reparación por parte del usuario se considerará como una violación de la garantía.

Marcas registradas y Copyrights

Todos los nombres de marcas registradas citados en este documento son propiedad de sus respectivos propietarios. La propiedad intelectual de este manual pertenece a Ormazabal.

[1] Por ejemplo, en España es de obligado cumplimiento el “Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en las instalaciones eléctricas de alta tensión” – Real Decreto 337/2014.

Debido a la constante evolución de las normas y los nuevos diseños, las características de los elementos contenidos en estas instrucciones están sujetas a cambios sin previo aviso. Estas características, así como la disponibilidad de los materiales, solo tienen validez bajo la confirmación de Ormazabal.

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Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

Índice

Índice

1. Descripción general ...................................................4

1.1. Características funcionales generales . . . . . . . . .51.2. Partes de la unidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61.2.1. Relé electrónico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61.2.2. Sensores de Intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71.2.3. Bobina disparador biestable y de disparo . . . . .71.3. Comunicaciones y software

de programación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8

2. Aplicaciones ...............................................................9

2.1. Centros de transformación y de reparto telecontrolados . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9

2.2. Reenganche automático de líneas . . . . . . . . . . .102.3. Protección de línea con interruptor

automático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102.4. Protección de transformador . . . . . . . . . . . . . . . .112.5. Transferencia automática. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .122.6. Detección de fase con contacto a tierra . . . . . .122.7. Enclavamientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132.7.1. Prevención de puesta a tierra. . . . . . . . . . . . . . . .132.7.2. Bloqueo del cierre con tensión de retorno . . .13

3. Funciones de protección .........................................14

3.1. Sobreintensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143.2. Ultrasensible de tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17

4. Funciones de detección, automatización y control ........................................18

4.1. Reenganchador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .184.2. Presencia/ausencia de tensión. . . . . . . . . . . . . . .194.3. Control del interruptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .204.4. Telecontrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20

5. Funciones de medida ...............................................21

5.1. Intensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .215.2. Tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21

6. Sensores ...................................................................22

6.1. Sensores de intensidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .226.1.1. Características funcionales de los

sensores de intensidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .236.1.2. Conexionado suma vectorial/homopolar . . . .246.2. Sensores de tensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25

7. Características técnicas ...........................................26

7.1. Valores nominales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .267.2. Diseño mecánico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .267.3. Ensayos de aislamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .267.4. Compatibilidad electromagnética . . . . . . . . . . .267.5. Ensayos climáticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27

7.6. Ensayos mecánicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .277.7. Ensayos de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .277.8. Conformidad CE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27

8. Modelos de protección, medida y control .............28

8.1. Descripción modelos vs funciones. . . . . . . . . . .288.1.1. ekor.rpg.ci. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .288.1.2. ekor.rpt.ci . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .288.2. Configurador de relés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .308.3. Unidades ekor.rpg.ci . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .318.3.1. Descripción funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .318.3.2. Definición de entradas/salidas. . . . . . . . . . . . . . .318.3.3. Características técnicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .348.3.4. Instalación en celda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .358.3.5. Esquema eléctrico ekor.rpg.ci . . . . . . . . . . . . . . .368.3.6. Instalación de toroidales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .378.3.7. Comprobación y mantenimiento . . . . . . . . . . . .388.4. Unidades ekor.rpt.ci . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .408.4.1. Descripción funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .408.4.2. Definición de entradas/salidas. . . . . . . . . . . . . . .408.4.3. Características técnicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .418.4.4. Instalación en celda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .458.4.5. Esquema eléctrico ekor.rpt.ci . . . . . . . . . . . . . . .468.4.6. Instalación de toroidales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .478.4.7. Comprobación y mantenimiento . . . . . . . . . . . .47

9. Ajustes y manejo de menús ....................................48

9.1. Teclado y display alfanumérico . . . . . . . . . . . . . .489.2. Visualización. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .499.3. Ajuste de parámetros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .519.3.1. Parámetros de protección . . . . . . . . . . . . . . . . . . .519.3.2. Menú de ajuste de parámetros . . . . . . . . . . . . . .529.4. Reconocimiento de disparo . . . . . . . . . . . . . . . . .559.5. Códigos de error . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .569.6. Códigos de reenganchador. . . . . . . . . . . . . . . . . .569.7. Mapa de menús (acceso rápido) . . . . . . . . . . . . .57

10. Comunicaciones .......................................................60

10.1. Medio físico: RS 485 y fibra óptica. . . . . . . . . . . .6010.2. Protocolo MODBUS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6010.2.1. Funciones lectura/escritura. . . . . . . . . . . . . . . . . .6110.2.2. Escritura de registro con password. . . . . . . . . . .6210.2.3. Generación del CRC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6210.2.4. Mapa de registros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6310.3. Protocolo PROCOME . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6710.3.1. Nivel de enlace . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6710.3.2. Nivel de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69

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Descripción general Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

1. Descripción general

La gama de unidades de protección, medida y control ekor.rp.ci (ekor.rpg.ci y ekor.rpt.ci) agrupa toda una familia de diferentes equipos que, en función del modelo, pueden llegar a incorporar, además de las funciones de protección de sobreintensidad, otras de control local, telemando, medida de parámetros eléctricos, presencia y ausencia de tensión, automatismos, reenganchador, desequilibrio de fases, acumulación del valor de intensidad cortada, etc., relacionadas con las necesidades actuales y futuras de automatización, control y protección de los centros de transformación y distribución.

Las unidades ekor.rp.ci disponen de salidas que permiten tanto de forma local como remota, la apertura y el cierre del interruptor de la celda donde van instalados y de entradas que reciben el estado en el que se encuentra dicho interruptor.

Su utilización en los sistemas de celdas cgmcosmos y cgm.3 de Ormazabal, configuran productos específicos para las diversas necesidades de las diferentes instalaciones.

Las unidades de protección, medida y control ekor.rp.ci han sido diseñadas para responder a los requisitos de las normas y recomendaciones, nacionales e internacionales, que se aplican a cada una de las partes que integran la unidad:

EN 60255, EN 61000, EN 62271-200, EN 60068, EN 60044, IEC 60255, IEC 61000, IEC 62271-200, IEC 60068, IEC 60044

Las unidades ekor.rp.ci, concebidas para su integración en celda, presentan además las siguientes ventajas respecto a los sistemas convencionales:

1. Reducen la manipulación de interconexiones en el momento de la instalación de la celda. La única conexión necesaria se reduce a los cables de media tensión.

2. Simplifican los cajones de control instalados sobre las celdas.

3. Los sensores de tensión e intensidad van instalados en los pasatapas de la celda.

4. Eliminan la posibilidad de errores de cableado e instalación y, por lo tanto, el tiempo de puesta en marcha.

5. Se instalan, ajustan y comprueban todas las unidades en fábrica, realizándose una comprobación unitaria completa de cada equipo (relé + control + sensores) antes de su instalación. Las pruebas finales de la unidad se realizan con el equipo integrado en la celda, antes de su suministro.

6. Protegen un amplio rango de potencias con el mismo modelo (ej.: ekor.rpg-2002B desde 160 kVA hasta 15 MVA, en celdas del sistema cgmcosmos).

Figura 1.1. Unidades de protección, medida y control: familia ekor.sys

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Descripción general

1.1. Características funcionales generales

Todos los relés de las unidades ekor.rp.ci incorporan un microprocesador para el tratamiento de las señales de los sensores de medida. Procesan las medidas de tensión e intensidad eliminando la influencia de fenómenos transitorios, y calculan las magnitudes necesarias para realizar las funciones de protección, presencia y ausencia de tensión, automatismos, etc. Al mismo tiempo, se determinan los valores eficaces de las medidas eléctricas que informan del valor instantáneo de dichos parámetros de la instalación.

Disponen de un teclado para visualizar, ajustar y operar de manera local la unidad, así como puertos de comunicación para poderlo hacer también mediante un ordenador, bien sea de forma local o remota. Su diseño es ergonómico de modo que la utilización de los diferentes menús sea intuitiva.

La medida de intensidad se realiza mediante unos sensores de intensidad de alta relación de transformación, lo que permite que el rango de potencias que se pueden proteger con el mismo equipo sea muy amplio. Estos transformadores, o sensores de intensidad, mantienen la clase de precisión en todo su rango nominal. La detección de la tensión se realiza captando la señal mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda.

El interface local a través de menús, proporciona además de valores instantáneos de la medida de intensidad de cada fase e intensidad homopolar, los parámetros de ajuste, unidad que ha disparado, ya sea la de fase o tierra, número total de disparos, parámetros de detección de tensión, etc., también accesibles mediante los puertos de comunicación.

Desde el punto de vista de mantenimiento, las unidades ekor.rp.ci presentan una serie de facilidades, que reducen el tiempo y la posibilidad de errores en las tareas de prueba y reposición. Entre las principales características destacan unos toroidales de gran diámetro instalados en los pasatapas de la celda, pletina de test incorporada en los toroidales para facilitar su comprobación, borneros accesibles para pruebas mediante inyección de intensidad, así como para comprobar las entradas y salidas del relé. De este modo, la unidad permite una comprobación completa.

Figura 1.2. Relés de la familia ekor.sys

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1.2. Partes de la unidad

Las partes que integran la unidad de protección, medida y control ekor.rp.ci son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, los circuitos auxiliares (bornero y cableado), el disparador biestable y la bobina de disparo.

1 Bornero

2 Relé electrónico ekor.rpg.ci

3 Sensores de tensión e intensidad

Figura 1.3. Ejemplo de instalación de unidad ekor.rpg.ci en celdas de interruptor automático

1.2.1. Relé electrónico

El relé electrónico dispone de teclas y display para realizar el ajuste y visualizar los parámetros de protección, medida y control. Incluye un precinto en la tecla <<SET>> de modo que una vez realizados los ajustes, estos no se puedan modificar, salvo rotura del precinto.

Los disparos de la protección quedan registrados en el display con los siguientes parámetros: motivo del disparo, el valor de la intensidad de defecto, el tiempo de disparo y la hora y la fecha en la que ha sucedido el evento. También se indican de forma permanente errores de la unidad.

La indicación “On” se activa cuando el equipo recibe energía de una fuente exterior. En esta situación, la unidad está operativa para realizar las funciones de protección.

Las señales analógicas de tensión e intensidad son acondicionadas internamente mediante pequeños transformadores muy precisos que aíslan los circuitos electrónicos del resto de la instalación.

El equipo dispone de dos puertos de comunicaciones, uno en el frontal para configuración local (RS232), y otro, en la parte posterior, para telecontrol (RS485). Opcionalmente, puede disponer de un segundo puerto trasero de F.O. Los protocolos de comunicación estándar para todos los modelos son MODBUS y PROCOME.

1 Led de señalización “On”

2 Señalización del motivo de disparo

3 Display de visualización de medidas y parámetros de ajuste

4 Tecla SET

5 Teclado para desplazarse por pantallas

6 Puerto de comunicación frontal RS232

Figura 1.4. Elementos del relé

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Descripción general

1.2.2. Sensores de Intensidad

Los sensores de intensidad son transformadores toroidales de relación 300/1 A o 1000/1 A, dependiendo de los modelos. Su rango de actuación es el mismo que el de la aparamenta donde están instalados. Estos toroidales van instalados desde fábrica en los pasatapas de las celdas, lo que simplifica notablemente el montaje y conexionado en campo. De este modo, una vez se conectan los cables de media tensión a la celda, quedaría operativa la protección de la instalación. Los errores de instalación de los sensores, debido a las mallas de tierra, polaridades, etc., se eliminan al ir instalados y comprobados directamente de fábrica.

El diámetro interior de los toroidales es 82 mm, por lo que se pueden utilizar en cables de hasta 400 mm2 sin ningún inconveniente y sin problemas para realizar pruebas de mantenimiento posteriormente.

Todos los sensores de intensidad tienen una protección integrada contra apertura de los circuitos secundarios, que evita que aparezcan sobretensiones.

1 Sensores de intensidad

2 Pasatapas

Figura 1.5. Ubicación de los sensores de intensidad

1.2.3. Bobina disparador biestable y de disparo

El disparador biestable es un actuador electromecánico que está integrado en el mecanismo de maniobra del interruptor. Este disparador es el que actúa sobre el interruptor, cuando se da un disparo de la protección. Se caracteriza por la baja energía de actuación que necesita para realizar el disparo. Esta energía se entrega en forma de pulsos para asegurar la apertura del interruptor.

La ejecución de las maniobras ordenadas por las salidas que disponen las unidades ekor.rp.ci, se realizan mediante las bobinas de disparo convencionales. De este modo se consigue un sistema de actuación redundante otorgando mayor fiabilidad al sistema. Figura 1.6. Bobina de disparo

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1.3. Comunicaciones y software de programación

Todos los relés de las unidades ekor.rp.ci disponen de dos puertos de comunicación serie. El puerto frontal, estándar RS232 se utiliza para configuración local de parámetros mediante el programa ekor.soft[2]. El posterior es RS485 y su uso es para telecontrol. Esta conexión para telecontrol se dispone para cable par trenzado y, opcionalmente, para fibra óptica.

Los protocolos de comunicación estándar que se implementan en todos los equipos son MODBUS en modo transmisión RTU (binario) y PROCOME, pudiéndose implementar otros protocolos específicos dependiendo de la aplicación.

1 ekor.ccp

2 ekor.bus

3 ekor.rci

4 ekor.rci

5 ekor.rpt

6 ekor.rpg

Figura 1.7. Equipos intercomunicados de la familia ekor.sys

[2] Para más información acerca del programa ekor.soft consultar el documento Ormazabal IG-155-ES.

El programa de configuración ekor.soft tiene cuatro modos de funcionamiento principales:

1. Visualización: se presenta el estado de la unidad, incluyéndose las medidas eléctricas, los ajustes configurados en ese momento, fecha y hora.

2. Ajustes de usuario: se habilita el cambio de parámetros de protección o paso de falta.

3. Históricos: se visualizan los parámetros de la última y anteúltima falta detectada, así como el número total de disparos realizados por la unidad de protección o de faltas detectadas por la unidad correspondiente de control integrado.

4. Modo test: se permite generar la información de entradas/salidas a la unidad, sin interacción eléctrica directa a los regleteros frontera con la aparamenta, para que pueda ser transmitida al puesto de control sin necesidad de corte del suministro.

Los requerimientos mínimos del sistema para la instalación y ejecución del software ekor.soft son los siguientes:

1. Procesador: Pentium II

2. Memoria RAM: 32 Mb

3. Sistema operativo: MS Windows

4. Unidad de lectura de CD-ROM/DVD

5. Puerto serie RS-232

Figura 1.8. Pantallas de ekor.soft

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Aplicaciones

2. Aplicaciones

2.1. Centros de transformación y de reparto telecontrolados

Las unidades de protección, medida y control ekor.rp.ci, permiten realizar aplicaciones de telecontrol de los centros de transformación y de reparto, implementando el control y la supervisión de cada interruptor, mediante las unidades asociadas a cada posición.

1 Alimentación

2 Comunicaciones

3 Armario de telecontrol + ekor.ccp

4 Centro de reparto telecontrolado

Figura 2.1. Centro de reparto telecontrolado

La utilización de un terminal de telecontrol y unidades ekor.rp.ci, permiten visualizar y operar cada posición de forma remota, gracias a las entradas y salidas que dispone para tal efecto.

Figura 2.2. Visualización de los centros de forma remota

Las aplicaciones de telecontrol se complementan con la unidad de control integrado ekor.rci asociada a las funciones de línea[3].

Las unidades que incluyen esta función de telecontrol son:

Unidad Tipo de celda Intensidad nominal máxima

ekor.rpt Interruptor combinado con fusibles

250 A

ekor.rpg Interruptor automático 630 A

Tabla 2.1. Unidades ekor. rpt y ekor.rpg

[3] Ver documento IG-158 de Ormazabal.

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Aplicaciones Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

2.2. Reenganche automático de líneas

La función reenganchador realiza el reenganche automático de líneas, una vez que la unidad de protección, ha dado la orden de disparo y se ha ejecutado la apertura del interruptor.

Siempre va asociado a celdas con interruptor automático de Ormazabal.

Las unidades de protección con reenganchador automático presentan una serie de ventajas frente a las protecciones sin reenganche:

1. Reducen el tiempo de interrupción del suministro eléctrico.

2. Evitan la necesidad de restablecer localmente el servicio en centros sin telemando, para faltas transitorias.

3. Reducen el tiempo de falta, mediante la combinación de disparos rápidos del interruptor y reenganches automáticos, lo que hace que los daños provocados por la falta sean menores y se generen un menor número de faltas permanentes derivadas de faltas transitorias.

La unidad que incluye esta función es:



Tabla 2.2. Función de reenganchador

2.3. Protección de línea con interruptor automático

La protección de línea tiene como cometido aislar dicha parte de la red en caso de defecto, sin que afecte al resto de líneas. De forma general, cubre todos los defectos que se originan entre la subestación, centro de transformación o centro de reparto, y los puntos de consumo.

Los tipos de defectos que aparecen en estas zonas de la red dependen principalmente de la naturaleza de la línea, cable o línea aérea, y del régimen de neutro.

En las redes con líneas aéreas, la mayoría de los defectos son transitorios por lo que muchos reenganches de línea son efectivos; en estos casos se utiliza la función reenganchador, asociada a interruptores automáticos.

Este no es el caso de los cables subterráneos donde los defectos suelen ser permanentes.

Por otro lado, en líneas aéreas los defectos entre fase y tierra, cuando la resistividad del terreno es muy elevada, las corrientes homopolares de defecto son de muy bajo valor. En estos casos es necesaria la detección de intensidad de neutro “ultrasensible”.

Los cables subterráneos presentan el inconveniente de la capacidad a tierra, que hace que los defectos monofásicos incluyan corrientes capacitivas. Este fenómeno dificulta en gran medida su correcta detección en las redes de neutro aislado o compensado, siendo necesario el uso de direccionalidad.

Figura 2.3. Protección de línea

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Aplicaciones

La protección de líneas se acomete principalmente por las siguientes funciones:

1. 50 ≡ Instantáneo de fase. Protege contra cortocircuitos entre fases.

2. 51 ≡ Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar la instalación.

3. 50N ≡ Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra.

4. 51N ≡ Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra.

5. 50Ns ≡ Instantáneo ultrasensible de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra de muy bajo valor.

6. 51Ns ≡ Ultrasensible de fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos entre fase y tierra, de muy bajo valor.

7. 79 ≡ Reenganchador. Posibilita el reenganche automático de líneas.

La unidad que aporta las funciones de protección de líneas es:



Tabla 2.3. Protección de línea con interruptor automático

2.4. Protección de transformador

Los transformadores de distribución requieren de varias funciones de protección. Su elección depende principalmente de la potencia y el nivel de responsabilidad que tiene en la instalación. A título orientativo, las funciones de protección que se deben implementar para proteger transformadores de distribución con potencias comprendidas entre 160 kVA y 2 MVA son las siguientes.

1. 50 ≡ Instantáneo de fase. Protege contra cortocircuitos entre fases en el circuito primario, o cortocircuitos de elevado valor entre fases en el lado secundario. Esta función la realizan los fusibles cuando la celda de protección no incluye un interruptor automático.

2. 51 ≡ Sobrecarga de fase. Protege contra sobrecargas excesivas que pueden deteriorar el transformador, o cortocircuitos de varias espiras del devanado primario.

3. 50N ≡ Instantáneo de tierra. Protege contra cortocircuitos de fase a tierra o al devanado secundario, desde los devanados e interconexiones en el primario.

4. 51N ≡ Fuga a tierra. Protege contra defectos altamente resistivos desde el primario a tierra o al secundario.

5. 49T ≡ Termómetro. Protege contra temperatura excesiva del transformador.

Las unidades de protección mediante las que se implementan las funciones de protección son:

Sistema cgmcosmos

Sistema cgm.3

Unidad Tipo de celda Rango de potencias a proteger

ekor.rptInterruptor combinado con fusibles

50 kVA...2000 kVA 50 kVA...1250 kVA

ekor.rpg Interruptor automático

50 kVA...15 MVA 50 kVA...25 MVA

Ver tablas de los apartados 8.3.3 y 8.4.3

Tabla 2.4. Unidades de protección

Figura 2.4. Transformador y celda de protección con fusibles

1 Barras

2 Protección de sobreintensidad

3 Termómetro

Figura 2.5. Protección de transformador

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Aplicaciones Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

2.5. Transferencia automática

La transferencia automática de líneas con interruptores automáticos minimiza los cortes de suministro de energía eléctrica, en cargas alimentadas mediante centro de transformación o centro de reparto con más de una línea de entrada, mejorando, de este modo, la continuidad de servicio.

En condiciones normales, con tensión en las dos posibles líneas de entrada, permanecerá cerrado el interruptor seleccionado como preferente, y abierto el interruptor de reserva. Una caída de tensión en la línea preferente provocará la apertura del interruptor de esa línea y el posterior cierre del interruptor de reserva. Una vez restablecida la normalidad en la línea preferente, se puede realizar el ciclo inverso, devolviendo el sistema a su estado inicial.

Figura 2.6. Transferencia automática

2.6. Detección de fase con contacto a tierra

En redes con neutro aislado o compensado, las corrientes de defecto son de muy bajo valor. Ante un defecto en un sistema de este tipo, la corriente de defecto puede no llegar a superar el umbral tarado para la protección de sobreintensidad y, por tanto, no detectarse dicho defecto.

Se utiliza una lógica programada para detectar este tipo de defectos, analizando la tensión de la instalación además de la corriente.

Figura 2.7. Detección de fase con contacto a tierra

IG-157-ES versión 04; 31/05/2016 13


Aplicaciones

2.7. Enclavamientos

2.7.1. Prevención de puesta a tierra

El enclavamiento de prevención de puesta a tierra no permite conectar el seccionador de tierra de la celda, cuando se detecta que existe tensión en la línea.

Esta tensión se detecta a través de la captación de presencia/ausencia de tensión de la unidad de control integrado y permite activar un enclavamiento electromecánico, asociado a la maniobra.

Figura 2.8. Prevención de puesta a tierra

2.7.2. Bloqueo del cierre con tensión de retorno

Mediante esta funcionalidad se puede evitar todo intento de cierre, cuando se detecta tensión de retorno en la salida de línea. Adicionalmente, se puede condicionar los intentos de reenganche a la presencia de tensión en la línea.

Figura 2.9. Bloqueo del cierre con tensión de retorno

IG-157-ES versión 04; 31/05/201614

Funciones de protección Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

3. Funciones de protección

3.1. Sobreintensidad

Las unidades disponen de una función de sobreintensidad para cada una de las fases (3 x 50 - 51) y, según modelo, pueden disponer de otra para tierra (50 N-51 N). Las curvas de protección implementadas, son las recogidas en la normativa IEC 60255.

Las funciones de sobreintensidad que puede llegar a realizar, en función del modelo, son las siguientes:

1. Protección multicurva de sobrecarga para fases (51)

2. Protección de defectos multicurva entre fase y tierra (51 N)

3. Protección de cortocircuito (instantáneo) a tiempo definido entre fases (50)

4. Protección de cortocircuito (instantáneo) a tiempo definido entre fase y tierra (50 N)

El significado de los parámetros de las curvas para los ajustes de fase es:

t(s) ≡ Tiempo de disparo teórico para una falta que evolucione con valor de intensidad constante

I ≡ Intensidad real circulando por la fase de mayor amplitud

In ≡ Intensidad nominal de ajuste

I> ≡ Incremento de sobrecarga admisible

K ≡ Factor de curva

I>> ≡ Factor de intensidad de cortocircuito (instantáneo)

T>> ≡ Tiempo de retardo de cortocircuito (instantáneo)

5. Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1 x In x I>

6. Valor de intensidad de arranque de la curva DT = 1,0 x In x I>

7. Valor de intensidad de arranque de instantáneo = In x I> x I>>

Para el caso de los ajustes de tierra, los parámetros son similares a los de fase. A continuación se detallan cada uno de ellos:

to(s) ≡ Tiempo de disparo teórico para una falta a tierra que evolucione con valor de intensidad I0 constante

Io ≡ Intensidad real circulando a tierra

In ≡ Intensidad nominal de ajuste de fase

Io> ≡ Factor de fuga a tierra admisible respecto a la fase

Ko ≡ Factor de curva

Io>> ≡ Factor de intensidad de cortocircuito (instantáneo)

To>> ≡ Tiempo de retardo de cortocircuito (instantáneo)

8. Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI =< 1,1 x In x Io>.

9. Valor de intensidad de arranque de la curva DT = 1,0 x In x Io>

10. Valor de intensidad de arranque de instantáneo = In x Io> x Io>>

IG-157-ES versión 04; 31/05/2016 15


Funciones de protección

Temporización de fase:

0,14* K= 0,02

−1

In* I >I

t(s)

Temporización de tierra:

0,14* K0= 0,02

−1

In* I0 >I0

t0(s)

Figura 3.1. Curva normalmente inversa


13,5* K= 1

−1

In* I >I

t(s)


13,5* K0= 1

−1

In* I0 >I0

t0(s)

Figura 3.2. Curva muy inversa

IG-157-ES versión 04; 31/05/201616

Funciones de protección Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci


80 * K= 2

−1

In* I >I

t(s)


80 * K0= 2

−1

In* I0 >I0

t0(s)

Figura 3.3. Curva extremadamente inversa


t(s) = 5 * K


t0(s) = 5 * K0

Figura 3.4. Curva a tiempo definido

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Funciones de protección

3.2. Ultrasensible de tierra

Este tipo de protección corresponde a un caso particular de las protecciones de sobreintensidad. Se utiliza principalmente en redes con neutro aislado o compensado, donde la intensidad de defecto entre fase y tierra tiene un valor dependiente del valor de capacidad de los cables del sistema y del punto donde se produce. Así, de forma general en instalaciones de clientes en Media Tensión con tramos de cables cortos, es suficiente con determinar un umbral mínimo de intensidad homopolar a partir del cual debe disparar la protección.

La protección ultrasensible también se utiliza en terrenos son muy resistivos, por ser los valores de defecto a tierra de muy bajo valor.

La detección de la intensidad que circula por tierra se realiza con un toroidal que abarca las tres fases. De este modo, la medida se independiza de la intensidad de las fases evitando los errores de los transformadores de medida de fase. Como norma general, se debe utilizar este tipo de protección siempre que la intensidad que se ajuste de tierra sea inferior al 10% de la nominal de fase (p. ej.: para 400 A nominales de fase con faltas a tierra inferiores a 40 A).

Por otro lado, en el caso de tramos de cables largos, como es el caso general de las líneas, es necesario discriminar el defecto identificando su sentido (direccional). Si no se tiene en cuenta la dirección de la intensidad homopolar, se pueden realizar disparos por intensidades capacitivas aportadas por las otras líneas, sin ser realmente la línea en defecto.

Las curvas de que se dispone son: normalmente inversa (NI), muy inversa (MI), extremadamente inversa (EI) y tiempo definido (DT).

Los parámetros de ajuste son los mismos que en las funciones de sobreintensidad de defectos a tierra (apartado “3.1. Sobreintensidad”), con la salvedad de que el factor Io> se substituye por el valor directamente en amperios Ig. Así, este parámetro se puede ajustar a valores muy bajos de intensidad de tierra, independiente de la intensidad de ajuste de fase.

1. Valor de intensidad de arranque de las curvas NI, MI, y EI = 1,1 x Ig

2. Valor de intensidad de arranque de la curva DT = Ig

3. Valor de intensidad de arranque de instantáneo = Ig x Io >>


2 Toroidal homopolar

Figura 3.5. Sensores

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Funciones de detección, automatización y control Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

4. Funciones de detección, automatización y control

4.1. Reenganchador

La función reenganchador se implementa en las unidades ekor.rpg.ci, utilizadas en celdas de protección con interruptor automático, permitiendo el reenganche automático de líneas, una vez que alguna de las unidades de protección ha dado la orden de disparo y se ha ejecutado la apertura del interruptor.

Esta función se utiliza principalmente en líneas aéreas, donde gran parte de los defectos suelen ser transitorios (establecimiento del arco eléctrico por el acercamiento de dos conductores debido al viento, caída de árbol sobre las líneas, etc.). Las faltas transitorias pueden ser despejadas por una desenergización momentánea de la línea. Una vez transcurrido un tiempo lo suficientemente largo para desionizar el aire, la probabilidad de que no se vuelva a reproducir el defecto cuando se restablece la tensión, es muy alta.

El reenganchador implementado en la unidad de protección, medida y control ekor.rpg.ci es un reenganchador tripolar, con reenganche simultáneo para las tres fases. El reenganchador puede efectuar hasta cuatro intentos de reenganche y para cada uno de ellos, permite definir un “tiempo de reenganche“, T1R a T4R, diferente.

El ciclo de reenganche comienza cuando, estando el reenganchador activado, se da un disparo de la protección. En estas condiciones, el relé espera el tiempo de primer reenganche y ordena el cierre del interruptor.

Cuando se cierra el interruptor, se comienza a temporizar el tiempo de bloqueo. Si después del cierre del interruptor la falta no permanece, una vez finalizada la temporización del tiempo de bloqueo, se considera que el reenganche ha tenido éxito. Cualquier disparo posterior, se considera causado por un nuevo defecto y se temporizará de nuevo el tiempo de primer reenganche.

Si tras el primer cierre del interruptor, vuelve a darse un disparo antes de pasar el tiempo de bloqueo, se considera provocado por el mismo defecto, lo que hará que la función temporice el tiempo de segundo reenganche.

La lógica explicada en el párrafo anterior seguirá aplicándose hasta agotar el número de reenganches configurados, momento en el cual se pasará a la condición de disparo definitivo, por haber agotado el número de reenganches, lo que significa que la falta es permanente.

Los parámetros de ajuste de la función reenganchador son:

1. “79_h”: función reenganchador habilitada o deshabilitada.

2. “Tiempo de reenganche”, T1R a T4R: tiempo que transcurre desde el disparo de la protección, hasta que se da la orden del reenganche. Para cada una de las órdenes de reenganche, de la primera a la cuarta, permite definir una temporización diferente T1R a T4R. Si alguno de los tiempos de reenganche es igual a cero, el reenganchador reconocerá que no dispone de ese ciclo de reenganche ni ninguno posterior, a pesar de estar configurada la temporización siguiente.

Por ejemplo, un reenganchador con tiempos configurados a T1R = 0,3, T2R = 15, T3R = 0 y T4R = 210, realizará dos intentos de reenganche, uno en 300 ms y el otro en 15 s.

3. El parámetro de “tiempo de bloqueo (Tb)”, define el tiempo transcurrido desde que el reenganchador da la orden de cierre hasta que queda en disposición de comenzar un nuevo ciclo. Si en ese tiempo se produce un disparo comienza el proceso del siguiente reenganche. Si se ha llegado al número de reenganches máximo acaba la secuencia del reenganchador (disparo definitivo).

4. El parámetro de “tiempo de bloqueo tras cierre manual (Tbm)”, se define como el tiempo que espera el reenganchador para pasar a la condición de reposo tras un cierre manual, ya sea local o remoto. De producirse un disparo en este periodo, el reenganchador pasará a señalizar disparo definitivo, por cierre manual contra cortocircuito.

5. “Unidad de protección a reenganchar”: En la función reenganchador, podrá configurarse las unidades de protección ante las que tiene que iniciar un ciclo de reenganche y cuáles son las unidades que no provocan un reenganche automático de línea.

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Funciones de detección, automatización y control

Los parámetros de ajuste se muestran en la siguiente tabla:

Ajustes Variable RangoActivar/Desactivar función reenganchador 79_h ON/OFF

Tiempo del primer reenganche T1R0= sin reenganches

0,1 a 999,9 s (paso 0,1)

Tiempo del segundo reenganche T2R0= fin reenganches

15,0 a 999,9 s (paso 0,1)

Tiempo del tercer reenganche T3R0= fin reenganches

60,0 a 999,9 s (paso 0,1)

Tiempo del cuarto reenganche T4R0= fin reenganches

180,0 a 999,9 s (paso 0,1)Tiempo de bloqueo Tb 0,1 a 999,9 s (paso 0,1)Tiempo de bloqueo tras cierre manual Tbm 0,1 a 999,9 s (paso 0,1)

Unidad de protección a reenganchar

R50 Reenganche por unidad 50: ON/OFFR51 Reenganche por unidad 51: ON/OFF

R50N Reenganche por unidad 50N: ON/OFFR51N Reenganche por unidad 51N: ON/OFF

Tabla 4.1. Reenganchador

4.2. Presencia/ausencia de tensión

Esta función permite la detección de presencia o ausencia de tensión en líneas donde están instaladas las unidades ekor.rp.ci. La medida se realiza por medio del acoplo capacitivo de los pasatapas de las celdas. De este modo, no necesita utilizar los sistemas convencionales de transformadores de tensión. Además, presenta la ventaja de detectar la tensión en la propia línea y no utilizar la BT de servicios auxiliares que puede inducir a errores en la indicación.

Las unidades ekor.rp.ci detectan de forma individualizada la presencia o ausencia de tensión en cada una de las fases de la línea. Para ello dispone de tres señales de entrada, una por fase.

Las unidades ekor.rp.ci determinan presencia de tensión en cada una de las fases, cuando la tensión medida supera el 70 % de la tensión definida como “tensión de red (Ur)”, durante un tiempo superior al valor ajustado como “temporización de tensión (TU)”. De igual modo, determinará ausencia de tensión, cuando el valor de tensión baje del 70 % de la tensión de red durante un tiempo superior a TU segundos. El parámetro de “tensión de red” corresponde con la tensión habitual de funcionamiento entre fases de la línea de media tensión.1. Ur: Tensión de red. Desde 3 kV hasta 36 kV en escalones de

0,1 kV.

2. TU: Temporización de tensión. Desde 0,05 s hasta 0,1 s en escalones de 0,01 s. Desde 0,1 s hasta 2,5 s en escalones de 0,1 s.

Figura 4.1. Detección de presencia de tensión

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Funciones de detección, automatización y control Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

4.3. Control del interruptor

Las unidades ekor.rp.ci disponen de entradas y salidas que permiten maniobrar el interruptor de la celda en la que se encuentran instalados, así como funciones de supervisión, que reciben el estado en el que se encuentra el circuito primario. La unidad controla que la maniobra del interruptor se realiza dentro del tiempo que permite la aparamenta. En caso de error de la aparamenta, se corta la alimentación al mando. De este modo se evita que un fallo de la aparamenta deje todo el centro sin control. Las unidades de protección, medida y control ekor.rp.ci también disponen de la indicación de posición del seccionador de puesta a tierra. Por otro lado, la unidad puede realizar una supervisión del circuito de disparo y cierre.

El control del interruptor se puede realizar localmente desde la botonera de ekor.rp.ci o mediante un PC con ekor.soft conectado al puerto frontal del equipo, y también de forma remota mediante el telecontrol, por medio del bus de comunicaciones.

1 Bornero del mando

Figura 4.2. Control del interruptor

4.4. Telecontrol

Las unidades ekor.rp.ci disponen de dos puertos de comunicación serie, de los cuales uno de ellos está destinado al telecontrol, siguiendo el estándar RS485, pudiéndose conectar en el mismo bus con un máximo de 32 equipos. El puerto RS485 tiene conexión para par trenzado y, opcionalmente, para fibra óptica. El terminal de telecontrol del centro de transformación o distribución, envía las tramas codificadas para cada una de las unidades ekor.rp.ci. La única conexión entre cada celda y el terminal de telecontrol es el bus de comunicaciones, bien por fibra óptica o par trenzado. La comunicación entre el terminal de comunicaciones y el despacho central depende del protocolo utilizado.

Algunas de las funciones de que se puede disponer mediante el telecontrol son las siguientes:

1. Visualización del estado del interruptor

2. Visualización seccionador de puesta a tierra

3. Maniobra del interruptor

4. Supervisión error de interruptor

5. Vigilancia bobinas

6. Medida intensidad fases y homopolar I1, I2, I3 e I0

7. Visualización presencia/ausencia de tensión en cada fase L1, L2 e L3

8. Visualización y ajuste parámetros de protección y detección de tensión

9. Registro histórico de defectos

10. Sincronización horaria

11. Indicaciones de error

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Funciones de medida

5. Funciones de medida

5.1. Intensidad

Los valores de intensidad medidos por las unidades ekor.rp.ci corresponden a los valores eficaces de cada una de las fases I1, I2 e I3. Se realiza con las 8 muestras de un semiperiodo y se calcula la media de 5 de ellos seguidos. Esta medida se actualiza cada segundo. La precisión con la que se realiza esta medida es clase 1 desde 5 A hasta el 120 % del rango nominal máximo de los sensores de intensidad. La medida de intensidad homopolar Io se realiza de la misma forma que las intensidades de fase.

1. Medidas de intensidad: I1, I2, I3 e Io

Figura 5.1. Funciones de medida

5.2. Tensión

En cuanto a la medida de tensión, las unidades ekor.rp.ci indican la presencia o ausencia de tensión en líneas donde están instaladas de forma individualizada para cada una de las fases de la línea.

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Sensores Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

6. Sensores

6.1. Sensores de intensidad

Los transformadores de intensidad electrónicos están diseñados para adaptarse de forma óptima a la tecnología de los equipos digitales, con una ligera modificación del interface secundario. Por lo tanto, los equipos de protección, medida y control para estos sensores, operan con los mismos algoritmos y con la misma consistencia que los dispositivos convencionales.

Las salidas de baja potencia de los sensores pueden ser acondicionadas a valores estándares mediante amplificadores externos. De este modo, se posibilita el uso de equipos o relés electrónicos convencionales.

Las principales ventajas que se derivan de la utilización de sistemas basados en sensores son las siguientes:

1. Volumen reducido. La menor potencia de estos transformadores permite reducir drásticamente su volumen.

2. Mejor precisión. La captación de señal es mucho más precisa debido a las altas relaciones de transformación.

3. Amplio rango. Cuando hay aumentos de potencia en la instalación, no es necesario cambiar los sensores por unos de mayor relación.

4. Mayor seguridad. Las partes activas al aire desaparecen con el consiguiente incremento de seguridad para las personas.

5. Mayor fiabilidad. El aislamiento integral de toda la instalación aporta mayores grados de protección contra agentes externos.

6. Fácil mantenimiento. No es necesario desconectar los sensores cuando se realiza la prueba del cable o de la celda.

Figura 6.1. Sensor de intensidad

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Sensores

6.1.1. Características funcionales de los sensores de intensidad

Los sensores de intensidad son transformadores toroidales con una alta relación de transformación y baja carga de

precisión. Están encapsulados en resina de poliuretano autoextinguible.

Toroidales de intensidad de fase

Rango 5-100 A Rango 15-630 ARelación 300/1 A 1000/1 A

Rango de medida para Cl 0,5 3-390 A Extd. 130% 5 - 1300 A Extd. 130%

Precisión a 3 A: 0,4% en amplitud y 85 min en fase a 5 A: 0,35% en amplitud y 25 min en fase

Protección 5P20 5P20

Medida Clase 0,5 Clase 0,5

Potencia de precisión 0,18 VA 0,2 VA

Intensidad térmica 31,5 kA – 3 s 31,5 kA – 3 s

Intensidad dinámica 2.5Ith (80 kA) 2.5Ith (80 kA)

Intensidad de saturación 7800 A 26 000 A

Frecuencia 50-60 Hz 50-60 Hz

Aislamiento 0,72/3 kV 0,72/3 kV

Diámetro exterior 139 mm 139 mm

Diámetro interior 82 mm 82 mm

Altura 38 mm 38 mm

Peso 1,350 kg 1,650 kg

Polaridad S1- azul, S2-marrón S1- azul, S2-marrón

Encapsulado Poliuretano autoextinguible Poliuretano autoextinguible

Clase térmica B (130 °C) B (130 °C)

Norma de referencia IEC 60044-1 IEC 60044-1

Tabla 6.1. Sensores de intensidad

Figura 6.2. Toroidal fase

Figura 6.3. Toroidal homopolar

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Sensores Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

6.1.2. Conexionado suma vectorial/homopolar

El conexionado de los transformadores descritos anteriormente se realiza de dos formas diferentes dependiendo de si se utiliza o no el transformador homopolar. Como norma general, se utiliza toroidal homopolar cuando la intensidad de defecto a tierra sea de un valor inferior al 10% del valor nominal de intensidad de fase.

Figura 6.4. Detección de intensidad de tierra por suma vectorial Figura 6.5. Detección de intensidad de tierra con toroidal homopolar

Toroidales de Intensidad Homopolares

Rango 5-100 A Rango 15-630 ARelación 300/1 A 1000/1 A

Rango de medida 0,5 A a 50 A Extd. 130% 0,5 A a 50 A Extd. 130%

Protección 5P10 5P10

Medida Clase 3 Clase 3

Potencia de precisión 0,2 VA 0,2 VA

Intensidad térmica 31,5 kA – 3 s 31,5 kA – 3 s

Intensidad dinámica 2.5Ith (80 kA) 2.5Ith (80 kA)

Intensidad de saturación 780 A 780 A

Frecuencia 50-60 Hz 50-60 Hz

Aislamiento 0,72/3 kV 0,72/3 kV

Dimensiones exteriores 330 x 105 mm 330 x 105 mm

Dimensiones interiores 272 x 50 mm 272 x 50 mm

Altura 41 mm 41 mm

Peso 0,98 kg 0,98 kg

Polaridad S1- azul, S2-marrón S1- azul, S2-marrón

Encapsulado Poliuretano autoextinguible Poliuretano autoextinguible

Clase térmica B (130 °C) B (130 °C)

Norma de referencia IEC 60044-1 IEC 60044-1

Tabla 6.2. Sensores de intensidad homopolares

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Sensores

6.2. Sensores de tensión

La detección de la tensión de la celda se realiza mediante un divisor capacitivo incorporado en el propio pasatapas de la celda.

Figura 6.6. Detección de tensión

IG-157-ES versión 04; 31/05/201626

Características técnicas Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

7. Características técnicas

7.1. Valores nominales

Alimentación CA 24 Vca...120 Vca ±20 % 5 VACC 24 Vcc...120 Vcc ±30 % 2,5 W

Entradas de intensidad Fase primario 5 A...630 A (s/modelo)Tierra 0,5 A...50 A (s/modelo)I térmica/dinámica 20 kA/50 kAImpedancia 0,1 Ω

Precisión Temporización 5% (mínimo 20 ms)Medida/Protección Clase 1/5P20

Frecuencia 50 Hz; 60 Hz ±1 %

Contactos de salida Tensión 270 Vca

Intensidad 5 A (CA)Potencia conmutación 750 VA (carga resistiva)

Temperatura Funcionamiento -40 °C...+60 °CAlmacenamiento -40 °C...+70 °C

Comunicaciones Puerto frontal DB9 RS232Puerto trasero RS485 (5 kV) – RJ45

RS485-Fibra ópticaProtocolo MODBUS (RTU)/ PROCOME

Tabla 7.1. Valores nominales

7.2. Diseño mecánico

Grado de protección Bornes IP2XEn celda IP3X

Dimensiones (h x a x f): 146x47x165 mm

Peso 0,3 kg

Conexión Cable/Terminal 0,5...2,5 m2

Tabla 7.2. Diseño mecánico

7.3. Ensayos de aislamiento

IEC 60255-5 Resistencia de aislamiento 500 Vcc: >10 GΩRigidez dieléctrica 2 kVca; 50 Hz; 1 minImpulsos de tensión Común 5 kV; 1,2/50 µs; 0,5 J

Diferencial 1 kV; 1,2/50 µs; 0,5 J

Tabla 7.3. Ensayos de aislamiento

7.4. Compatibilidad electromagnética

IEC 60255-11 Microcortes 100 msRizado 12 %

IEC 60255-22-1 Onda amortiguada 1 MHz 2,5 kV; 1 kV

IEC 60255-22-2 Descargas electrostáticas 8 kV aire(IEC 61000-4-2, clase III) 6 kV contacto

Continúa en la siguiente página

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Características técnicas

Continuación

IEC 60255-22-4 Ráfagas- transitorios rápidos(IEC 61000-4-4)

± 4 kV

IEC 60255-22-5 Impulsos de sobretensión(IEC 61000-4-5)

2 kV; 1 kV

IEC 60255-22-6 Señales de radiofrecuenciaInducidas (IEC 61000-4-6)

150 kHz...80 MHz

IEC 61000-4-8 Campos magnéticos 100 A/m; 50 Hz en permanencia1000 A/m; 50 Hz, 2 s

IEC 61000-4-12 Onda senoidal amortiguada 2,5 kV; 1 kV

IEC 60255-25 Emisiones radiadas(EN61000-6-4)

30 MHz...1 GHz

Emisiones conducidas 150 kHz...30 MHz

Tabla 7.4. Compatibilidad electromagnética

7.5. Ensayos climáticos

IEC 60068-2-1 Variaciones lentas. Frío -40 °C; 960 min

IEC 60068-2-2 Variaciones lentas. Calor +60 °C; 960 min+70 °C; 960 min

IEC 60068-2-78 Calor húmedo, ensayo continuo +40 °C; 93 %; 5760 min

IEC 60068-2-30 Ciclos de calor húmedo +40 °C, 2 ciclos

Tabla 7.5. Ensayos climáticos

7.6. Ensayos mecánicos

IEC 60255-21-1 Vibración sinusoidal. Respuesta 10-150 Hz; 1 gVibración sinusoidal. Endurancia 10-150 Hz; 2 g

IEC 60255-21-2 Choques. Respuesta 11 ms; 5 gChoque. Endurancia 11 ms; 15 gSacudida. Endurancia 16 ms; 10 g

Tabla 7.6. Ensayos mecánicos

7.7. Ensayos de potencia

IEC 60265 Corte y conexión de cables en vacío. 24 kV/50 A/cosφ = 0,1

IEC 60265 Corte y conexión de carga mayormente activa. 24 kV/630 A/cosφ = 0,7

IEC 60265 Faltas a tierra 24 kV/200 A/50 ACorte y conexión de transformadores en vacío. 13,2 kV/250 A/1250 kVA

IEC 60056 Establecimiento y corte de cortocircuitos. 20 kA/1 s

Tabla 7.7. Ensayos de potencia

7.8. Conformidad CE

Este producto cumple con la directiva de la Unión Europea sobre compatibilidad electromagnética 2014/30/EU, y con la normativa internacional IEC 60255. La unidad ha sido diseñada y fabricada para su uso en zonas industriales acorde a las normas de CEM. Esta conformidad es resultado de un ensayo realizado según el artículo 7 de la directiva.

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Modelos de protección, medida y control Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

8. Modelos de protección, medida y control

8.1. Descripción modelos vs funciones

8.1.1. ekor.rpg.ci

Unidad de protección general de distribución instalada en celdas de interruptor automático. Dispone de las funciones de: protección de sobreintensidad, reenganchador, etc. Las principales aplicaciones en las que se utiliza son: protección general de líneas, instalaciones de cliente, transformadores, bancos de condensadores, etc. La unidad dispone de entradas y salidas para la supervisión y el control del interruptor.

El rango de potencias en las que se utiliza abarca desde 50 kVA hasta 400 kVA (630 kVA para celdas del sistema cgm.3), cuando lleva toroidales de rango 5 A a 100 A y entre 160 kVA y 15 MVA (25 MVA para celdas del sistema cgm.3) con toroidales de 15 A a 630 A.

Figura 8.1. ekor.rpg.ci

8.1.2. ekor.rpt.ci

Unidad de protección de transformadores de distribución instalada en celdas de interruptor combinado con fusibles. Todas las funciones de protección son realizadas por la unidad electrónica salvo los cortocircuitos polifásicos de alto valor que se producen en el primario del transformador. Dispone de entradas y salidas para la supervisión y el control del interruptor.

El rango de potencias que puede proteger la misma unidad abarca desde 50 kVA hasta 2000 kVA en celdas del sistema cgmcosmos y desde 50 kVA hasta 1250 kVA en celdas del sistema cgm.3.

Figura 8.2. ekor.rpt.ci

IG-157-ES versión 04; 31/05/2016 29


Modelos de protección, medida y control

Unidades de Protección, Medida y Control ekor.rp.ci

ekor.rpt.ci ekor.rpg.ciGeneralesCaptadores de intensidad de fase 3 3Captador de intensidad de tierra (homopolar) Op OpCaptadores de tensión 3 3Sincronización horaria Sí SíAlimentación 24 Vcc...125 Vcc/24 Vca...110 Vca Sí SíAutoalimentación No No

ProtecciónSobreintensidad de fases (50-51) Sí SíSobreintensidad de fuga a tierra (50 N-51 N) Op OpUltrasensible de fuga a tierra (50 Ns-51 Ns) Op Op

TensiónDetección de presencia/ausencia de tensión Sí Sí

Detección, automatización y control5 entradas/7 salidas* Op Op10 entradas/4 salidas* Op OpReenganchador No Sí

ComunicacionesMODBUS-RTU Sí SíPROCOME Sí SíPuerto RS-232 para configuración Sí SíPuerto RS-485 para telecontrol por par trenzado Sí SíPuerto RS-485 para telecontrol por fibra óptica Op OpPrograma de ajuste y monitorización ekor.soft Op Op

IndicacionesIndicación de motivo de disparo Sí SíIndicación de error Sí Sí

Comprobación (test)Bloque de pruebas para inyección de intensidad No Si

MedidasIntensidad Sí SíPresencia/Ausencia de tensión Sí Sí

* Ambas opciones no son acumulables. Según modelo se dispondrá de una u otra opción.Op-opcional

Tabla 8.1. Unidades de protección, medida y control ekor.rp.ci

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8.2. Configurador de relés

Para seleccionar la unidad ekor.rp.ci necesaria en función de las características de la instalación, se utilizará el siguiente configurador:

ekor.rp – B

Tipo:

g – Para celda de protección con interruptor automáticot – Para celda de protección con fusibles

Funciones de protección:

10 – Tres fases (3 x 50/51)(1)

20 – Tres fases y neutro (3 x 50/51 + 50 N/51 N)(1)

30 – Tres fases y neutro sensible (3 x 50/51 + 50 Ns/51 Ns)(1)

Entradas/salidas:

0 – 5 entradas/7 salidas1 – 5 entradas/7 salidas, con vigilancia de bobinas2 – 10 entradas/4 salidas

Toroidales:

0 – Sin toros 1 – Rango 5-100 A2 – Rango 15-630 A

Alimentación:

B – Alimentación auxiliar (Batería, UPS, etc.)

(1) (+79) en el caso de relés ekor.rpg.ci para celdas de interruptor automático.

Ejemplo: En el caso de un relé para celda de protección con interruptor automático, con funciones 3 x 50/51 + 50 Ns/51 Ns y toroidales de rango 5-100 A y 5 entradas/7 salidas, el configurador correspondiente sería ekor.rpg-3001B.

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8.3. Unidades ekor.rpg.ci

8.3.1. Descripción funcional

La unidad ekor.rpg.ci está enfocada a la protección general de líneas, instalaciones de cliente, transformadores, etc. Se instala en celdas de interruptor automático, de forma que todas las funciones de protección son realizadas por la unidad electrónica.

Cuando se detecta una sobreintensidad que está dentro de los valores de la zona de operación del relé, este actúa sobre un disparador biestable de baja energía que abre el interruptor automático.

1 Bornero

2 Relé electrónico ekor.rpg.ci-e


Figura 8.3. Ejemplo de instalación de unidad ekor.rpg.ci-e en celdas de interruptor automático

8.3.2. Definición de entradas/salidas

Las unidades de protección, medida y control ekor.rpg.ci, disponen de una serie de entradas y salidas físicas aisladas del resto de circuitos independientes.

Para el modelo de cinco entradas y siete salidas la relación de señales de que se dispone es la siguiente:

Entradas físicas Salidas físicasE1 Disparo exterior S1 Indicación de disparo

E2 Interruptor cerrado S2 Watchdog

E3 Estado reeng. (Con un flanco de subida conmuta entre el estado del reeng. ON/OFF)

S3 Disparo fases (50/51)

E4 Propósito general S4 Disparo tierra (50 N/51 N)

E5 Propósito general S5 Error de interruptor

S6 Orden de apertura

S7 Orden de cierre

Tabla 8.2. Modelo de cinco entradas y siete salidas

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Para el modelo de cinco entradas y siete salidas con vigilancia de bobinas la relación de señales de que se dispone es la siguiente:

Entradas físicas Salidas físicasE1 Estado reeng. (Con un flanco de subida conmuta entre el

estado del reeng. ON/OFF)S1 Indicación de disparo

E2 Interruptor cerrado S2 Watchdog (WD)

E3 Vig. Bob. Cierre en abierto S3 Disparo definitivo reenganchador

E4 Vig. Bob. Cierre en cerrado S4 Reenganchador fuera de servicio

E5 Vig. Bob. Apertura S5 Error de interruptor


S7 Orden de cierre

Tabla 8.3. Modelo de cinco entradas y siete salidas con vigilancia de bobinas

Para modelos con diez entradas y cuatro salidas, la definición de las mismas es la siguiente:



E3 Interruptor abierto S3 Orden de apertura

E4 Seccionador en posición de barras S4 Orden de cierre

E5 Seccionador en seccionamiento

E6 Seccionador en tierras

E7 Muelles tensados

E8 Actuación anti-bombeo

E9* Vigilancia de bobina de cierre (en abierto y en cerrado)

E10* Vigilancia de bobina de apertura (en abierto y en cerrado)

* donde, E9 y E10 han de ir asociadas a la vigilancia de las bobinas de apertura y cierre.

Tabla 8.4. Modelos con diez entradas y cuatro salidas

La funcionalidad específica de las entradas y salidas, depende de la instalación y puede ser diferente a lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad específica de estas entradas y salidas, consultar los esquemas de la instalación.

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Abajo se muestra el esquema de entradas y salidas del relé, señales accesibles desde el bornero del ekor.rpg.ci, para modelos de 5 entradas y 7 salidas y para modelos de 10 entradas y 4 salidas.

Figura 8.4. Esquema de entradas y salidas del relé ekor.rp.ci 5 entradas y 7 salidas

Figura 8.5. Esquema de entradas y salidas del relé ekor.rpg.ci 10 entradas y 4 salidas

Las entradas y salidas remotas, ajustes, parámetros, medidas, etc., son accesibles por medio de protocolo de comunicaciones.

1 ekor.bus

2 Estado interruptor. SpT. Estado reenganchador

3 Señal de disparo. Abrir interrutor. Cerrar interruptor. Error (WD)...

4 Abrir. Cerrar. Señal de disparo...

5 Parámetros. Ajustes

6 Estado interruptor. Estado reenganchador. Tensión. Intensidad...

Figura 8.6. Protocolo de comunicaciones

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8.3.3. Características técnicas

La unidad de protección ekor.rpg.ci se utiliza para proteger las siguientes potencias:

Tensión de red[kV]

ekor.rpg con toros 5-100 A ekor.rpg con toros 15-630 A

P. mín[kVA] [kVA]

P. máx[kVA]

6,6 50 160 5000

10 100 200 750012 100 315 10 000

13,2 100 315 10 00015 100 315 12 00020 160 400 15 000

25(1) 200 630 20 00030(1) 250 630 25 000

(1) Para celdas del sistema cgm.3.

Tabla 8.5. Potencias a proteger

El proceso de elección de los parámetros de protección de la unidad ekor.rpg.ci en celdas de protección con interruptor automático de Ormazabal son los siguientes:

1. Determinar la potencia del sistema a proteger, y seleccionar el modelo de ekor.rpg.ci, según la tabla anterior.

2. Calcular la intensidad nominal In= S/√3 x Un.

3. Definir el nivel de sobrecarga en permanencia I>. Valores habituales en transformadores hasta 2000 kVA son el 20 % para instalaciones de distribución y el 5 % en instalaciones de generación.

4. Seleccionar la curva de sobrecarga transitoria. La coordinación entre las curvas de los relés y los fusibles de BT se realiza con el tipo de curva EI.

5. Definir el retardo en sobrecarga transitoria K. Este parámetro está definido por la constante térmica del transformador. Así cuanto mayor es esta constante, más tiempo tarda en incrementarse la temperatura del transformador ante una sobrecarga y, por lo tanto, más tiempo se puede retardar el disparo de la protección. Para transformadores de distribución es habitual el valor K = 0,2, que implica un disparo en 2 s si la sobrecarga es del 300 % en curva EI.

6. Nivel de cortocircuito I>>. Se debe determinar el valor máximo de la intensidad de magnetización del transformador. El pico de intensidad que se produce cuando se conecta un transformador en vacío, por efecto de la magnetización del núcleo, es varias veces superior al nominal. Este valor de pico de hasta 12 veces el nominal (10 veces para más de 1000 kVA) tiene un contenido en armónicos muy elevado, de forma que su componente fundamental de 50 Hz es mucho menor. Así, un valor habitual de ajuste de este parámetro es entre 7 y 10. En el caso de protecciones generales para varias máquinas este valor puede ser inferior.

7. Temporización de instantáneo T>>. Este valor corresponde con el tiempo de disparo de la protección en caso de cortocircuito. Depende de la coordinación con otras protecciones, y los valores habituales se sitúan entre 0,1 y 0,5 s.

En el caso de una protección general para dos máquinas de 1000 kVA cada una:S = 2000 kVA, Un = 15 kV

Los pasos a seguir para un correcto ajuste del relé de protección son los siguientes:

1. Intensidad nominal. In = S/√3xUn = 2000 kVA/√3 x 15 kV @ 77 A

2. Sobrecarga admitida en permanencia 20 %. In x I> = 77 A x 1,2 @ 92 A

3. Tipo curva Extremadamente Inversa. E.I.

4. Factor de sobrecarga transitoria. K = 0,2

5. Nivel de cortocircuito. In x I> x I>> = 77 A x 1,2 x 10 @ 924 A

6. Temporización de instantáneo T>> = 0,1 s

El ajuste de la unidad de tierra depende de las características de la red donde está instalado el equipo. En general, los valores de defecto a tierra son suficientemente elevados como para ser detectados como sobreintensidad. En las redes de neutro aislado o compensado, cuando el valor de defecto es muy pequeño, es decir, cuando la protección de tierra se ajusta a un valor inferior al 10 % de la intensidad nominal de fase, se recomienda utilizar la protección ultrasensible de tierra.

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Los valores de los parámetros de ajuste deben garantizar la selectividad con las protecciones de cabecera. Dada la variedad de criterios de protección y de los tipos de régimen de neutro de las redes, no se puede indicar una única parametrización que se ajuste a cada caso. De forma

general, y para máquinas de hasta 2000 kVA, los ajustes que se indican a continuación son orientativos, y se debe comprobar que coordinan correctamente con las protecciones existentes aguas arriba (protecciones generales, de línea, cabecera, etc.).

Ajuste de Fase

Intensidad nominal Curva Instantáneo I> K I>> T>>In=S/√3xUn = 77 A EI DT 1,2 0,2 10 0,1

Tabla 8.6. Parámetros de ajuste de fase

Ajuste de Tierra

Tipo de neutro Curva Instantáneo Io> Ko Io>> To>>Rígido o impedante NI DT 0,2 0,2 5 0,1

Aislado o compensado NI DT 0,1/Ig = 2 A* 0,2 5 0,2

* En el caso de utilizar toroidal homopolar.

Tabla 8.7. Parámetros de ajuste de tierra

8.3.4. Instalación en celda

Las partes integrantes de las unidades ekor.rpg.ci son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, el disparador biestable, la bobina de disparo y el bornero.

El relé electrónico se soporta mediante unos anclajes al mando de la celda. El frontal del equipo donde se agrupan los elementos de interface de usuario, display, teclas, puerto de comunicaciones, etc., es accesible desde el exterior sin necesidad de quitar la envolvente del mando. En su parte posterior se encuentran los conectores X1 y X2

(ver apartado 8.3.5), así como el cableado que le une a los sensores de tensión e intensidad y al bornero. Las señales que son operativas para el usuario se agrupan en un bornero cortocircuitable accesible en la parte superior de la celda. Esto permite utilizar equipos convencionales de inyección de intensidad para pruebas de relés de protección.

La funcionalidad del bornero cortocircuitable para conexión del usuario se describe a continuación.

Bornas Denominación Funcionalidad Uso habitual

I1, I3, I5, I7, I9, I11 IP1, IP2, IP3, …Bornas cortocircuitables y seccionables

de los circuitos secundarios de intensidad.Inyección de intensidad para pruebas

del relé por el secundario.

Tabla 8.8. Funcionalidad del bornero cortocircuitable

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8.3.5. Esquema eléctrico ekor.rpg.ci

El esquema eléctrico recoge las conexiones eléctricas entre las diferentes partes de las unidades de protección, medida y control ekor.rpg.ci.

Figura 8.7. Esquema eléctrico

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Figura 8.8. Vista frontal y trasera ekor.rpg.ci

1 Interconexión configuración rele ekor.rpg.ci

2 DB-9 Macho (rele)

3 DB-9 Hembra (PC)

4 Conexionado comunicaciones RS485

Figura 8.9. Diagrama de conexionado frontal y trasera ekor.rpg.ci

8.3.6. Instalación de toroidales

En las celdas de interruptor automático, los transformadores de intensidad se instalan en los pasatapas de la celda. Esto implica que no existen problemas de error de conexión de malla de tierra. Además, estos toroidales están provistos de una conexión de pruebas para operaciones de mantenimiento.

Las bornas que se pueden utilizar con los toroidales montados en los pasatapas son las siguientes:

FabricanteIntensidad

nominal [A]

12 kV Tipo de

conector

12 kV Sección [mm2]

24 kV Tipo de

conector


36 kV Tipo de

conector


EUROMOLD 400 400TE 70-300 K-400TE 25-300 - -630 400LB 50-300 K-400LB 50-300 - -630 400TB 70-300 K-400TB 35-300 M-400TB 25-240630 440TB 185-630 K-440TB 185-630 M-440TB 185-630

Tabla 8.9. Bornas

Para otro tipo de bornas[4] se deben soltar los toroidales e instalarlos en los cables directamente, siguiendo las instrucciones descritas en el apartado 8.4.6.

[4] Consultar con el departamento técnico – comercial de Ormazabal.

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8.3.7. Comprobación y mantenimiento

La unidad de protección, medida y control ekor.rpg.ci está diseñada para poder realizar las comprobaciones de funcionamiento necesarias, tanto en la puesta en servicio como en las comprobaciones periódicas de mantenimiento. Se distinguen varios niveles de comprobación atendiendo a la posibilidad de interrumpir el servicio y al acceso al compartimento de cables de MT de la celda.

1. Comprobación por primario: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando está totalmente fuera de servicio, ya que implica la maniobra del interruptor automático y la puesta a tierra de los cables de salida de la celda. En este caso se inyecta intensidad a través de los transformadores toroidales y se comprueba que la protección abre el interruptor automático en el tiempo seleccionado. Adicionalmente se verifica que las indicaciones de disparo son correctas y el registro de históricos almacena todos los eventos.

Los pasos que se deben seguir para realizar esta comprobación son los siguientes:

a. Abrir el interruptor automático de la celda. Conectar el seccionador de puesta a tierra, y posteriormente cerrar el interruptor automático para una puesta a tierra efectiva.

b. Acceder al compartimento de cables y pasar a conectar el cable de prueba a la conexión de test de los toroidales.

c. Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador.

d. Conectar la señal S1, indicación de disparo (según funcionalidad programada), a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

e. Desconectar el interruptor automático. Desconectar el seccionador de puesta a tierra y, posteriormente, cerrar el interruptor automático. Para realizar la apertura del interruptor automático mediante la unidad de protección el seccionador de puesta a tierra debe estar desconectado.

f. Inyectar las intensidades de prueba, y verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

Se debe tener en cuenta que para los disparos de fase el cable de prueba se debe conectar a las pletinas de prueba de dos toroidales. La intensidad ha de pasar por cada uno de ellos en sentido contrario. Así, si en el primero pasa de arriba hacia abajo, en el otro lo debe hacer de abajo hacia arriba para que la suma de las dos intensidad sea cero y no se produzcan disparos por tierra.

En el caso de realizar disparo por tierra el cable de prueba se conecta a un único toroidal (toro homopolar o de fase, según disponga o no de toro homopolar). Se deben realizar pruebas de disparo por todos los transformadores toroidales para determinar el funcionamiento de la unidad completa.

1 I-1

2 I-3

3 I-11

Figura 8.10. Bornero de comprobación

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2. Comprobación por secundario con maniobra del interruptor automático: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando no se puede acceder al compartimento de cables. Esto es debido a que los cables de salida de la celda están en tensión y no se pueden conectar a tierra. En este caso no se puede conectar el cable de prueba a la conexión de test de los toroidales, y la inyección de intensidad se realiza desde el bornero de comprobación.

Este método de prueba también se utiliza cuando los valores de intensidad de primario a los que se prueba son muy superiores a los que proporcionan los equipos de ensayo (habitualmente más de 100 A).


a. Acceder al compartimento superior del mando donde se encuentra el bornero de comprobación y pruebas.

b. Cortocircuitar, y posteriormente seccionar las bornas de los circuitos de intensidad I1, I3, I5, I7, I9 e I11. Esta operación sitúa en cortocircuito los secundarios de los transformadores de intensidad.

c. Conectar el cable de prueba a las bornas I1 a I11, teniendo en cuenta la siguiente relación entre la bornas y las fases.

Intensidad por L1 – I1 e I11.



Intensidad por L1 y L2 (sin intensidad de tierra) – I1 e I3.



d. Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador.

e. Conectar la salida S1, indicación de disparo (según funcionalidad programada), a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

f. En el caso de poder abrir el interruptor automático, éste se debe maniobrar a la posición de cerrado. Si no se puede maniobra el interruptor automático, se deben mantener desconectados el disparador biestable y la bobina de disparo, y proceder a la comprobación según lo que se explica en el siguiente apartado “comprobación sin maniobra del I.A.”.

g. Inyectar las intensidades de prueba de secundario teniendo en cuenta que la relación de transformación es 300/1 A ó 1000/1 A dependiendo del modelo. Verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

3. Comprobación por secundario sin maniobra del interruptor automático: En muchas ocasiones no se puede maniobrar el interruptor automático de la celda de protección, y por lo tanto las pruebas de mantenimiento se realizan exclusivamente sobre la unidad electrónica. Así, en estos casos se deben tener en cuenta los siguientes puntos:

a. Desconectar siempre el disparador biestable y la bobina de disparo. De este modo el relé puede realizar disparos sin actuar sobre el mecanismo de apertura.

b. Proceder a la inyección de intensidad según el apartado anterior de “comprobación por secundario con maniobra del I.A.”.

c. Si se conoce el consumo, aunque sea de forma aproximada, se pueden verificar los transformadores toroidales. La intensidad que circula por los secundarios (bornas I1, I3 y I5) debe ser la correspondiente a la relación 300/1 A o 1000/1 A.

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8.4. Unidades ekor.rpt.ci

8.4.1. Descripción funcional

La unidad de protección, medida y control ekor.rpt.ci, está enfocada a la protección de transformadores de distribución. Se instala en celdas de interruptor combinado con fusibles, de forma que todas las funciones de protección son realizadas por el sistema electrónico salvo los cortocircuitos polifásicos de alto valor que son despejados por los fusibles.

Cuando se detecta una sobreintensidad que está dentro de los valores que puede abrir el interruptor en carga, el relé actúa sobre un disparador biestable de baja energía que abre el interruptor. En el caso de que la intensidad de defecto sea superior a la capacidad de corte del interruptor en carga[5], se bloquea el disparo del interruptor, para que se produzca la fusión de los fusibles. Por otro lado, se consigue un seccionamiento del equipo en defecto evitando que los fusibles se queden en tensión.

8.4.2. Definición de entradas/salidas

La unidad de protección, medida y control ekor.rpt.ci, puede disponer de cinco entradas y siete salidas físicas, o de ocho entradas y cuatro salidas físicas según se muestran en la siguiente tabla (ver esquema apartado 8.3.2). Todas las entradas y salidas físicas están aisladas del resto de circuitos independientes.

Las entradas y salidas son accesibles desde el bornero del ekor.rpt.ci.

La consulta del estado de las entradas y la actuación sobre las salidas, puede realizarse tanto en modo local como por protocolo de comunicaciones. Asimismo también son accesibles de igual manera, los ajustes, parámetros, medidas, etc.

Figura 8.11. Protección de transformador

Figura 8.12. Protección general (suministro a cliente en MT)

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Para el módulo de cinco entradas y siete salidas la relación de señales disponible es la siguiente:



E3 Interruptor abierto S3 Disparo 50/51

E4 Seccionador cerrado S4 Disparo 50N/51N

E5 Fusión de fusibles cerrado S5 Disparo exterior


S7 Orden de cierre

Tabla 8.10. Relación de señales disponible para el módulo de cinco entradas y siete salidas

Para el módulo de ocho entradas y cuatro salidas la relación de señales disponible es la siguiente:



E3 Interruptor abierto S3 Orden de apertura

E4 Seccionador cerrado S4 Orden de cierre

E5 Fusión de fusibles cerrado

E6 Propósito general



Tabla 8.11. Relación de señales disponible para el módulo de ocho entradas y cuatro salidas

La funcionalidad específica de las entradas y salidas, depende de la instalación y puede ser diferente a lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad específica de estas entradas y salidas, consultar los esquemas de la instalación.

8.4.3. Características técnicas

La unidad ekor.rpt.ci se utiliza para proteger las siguientes potencias de transformador.

Sistema cgmcosmos

Tensión de red

[kV]

Tensión nominal fusible

[kV]

Potencia mínima de transformador Potencia máxima de transformador

Calibre fusible [A] [kVA] Calibre fusible

[A] [kVA]

6,6 3/7,2 16 50 160(1) 125010 6/12 16 100 160(1) 125012 10/24 16 100 100 1250

13,2 10/24 16 100 100 125015 10/24 16 125 125(2) 160020 10/24 16 160 125 2000

(1) Cartucho de 442 mm (2) Fusible SSK 125 A SIBA

Tabla 8.12. Potencias de transformador a proteger

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Sistema cgm.3

Tensión de red

[kV]

Tensión nominal fusible

[kV]

Potencia mínima de transformador Potencia máxima de transformador

Calibre fusible [A] [kVA] Calibre fusible

[A] [kVA]

6,6 3/7,2 16 50 160(1) 100010 6/12 16 100 125 125012 10/24 10 100 63 800

13,2 10/24 10 100 63 80015 10/24 16 125 63 100020 10/24 16 160 63 125025 24/36 25 200 80(2) 200030 24/36 25 250 80(2) 2500

(1) Cartucho de 442 mm (2) Fusible SSK 125 A SIBA (consultar)

Tabla 8.13. Potencias de transformador a proteger

El proceso de elección de los parámetros de protección de la unidad ekor.rpt.ci en celda cgmcosmos-p son los siguientes:

1. Determinar el calibre del fusible necesario para proteger el transformador según la tabla de fusibles del documento IG-078 de Ormazabal. Los calibres máximos que se pueden utilizar son 160 A para tensiones iguales o inferiores a 12 kV, y 125 A para tensiones iguales o inferiores a 24 kV.

2. Calcular la intensidad nominal de máquina In = S/√3 x Un.

3. Definir el nivel de sobrecarga en permanencia I>. Valores habituales en transformadores hasta 2000 kVA son el 20 % para instalaciones de distribución y el 5 % en instalaciones de generación.

4. Seleccionar la curva de sobrecarga transitoria. La coordinación entre las curvas de los relés y los fusibles de BT se realiza con el tipo de curva EI.

5. Definir el retardo en sobrecarga transitoria K. Este parámetro está definido por la constante térmica del transformador. Así, cuanto mayor es esta constante, más tiempo tarda en incrementarse la temperatura del transformador ante una sobrecarga y, por lo tanto, más tiempo se puede retardar el disparo de la protección. Para transformadores de distribución es habitual el valor K = 0,2 que implica un disparo en 2 s si la sobrecarga es del 300 % en curva EI.

6. Nivel de cortocircuito I>>. Se debe determinar el valor máximo de la intensidad de magnetización del transformador. El pico de intensidad que se produce cuando se conecta un transformador en vacío, por efecto de la magnetización del núcleo, es varias veces superior al nominal. Este valor de pico de hasta 12 veces el nominal (10 veces para más de 1000 kVA) tiene un contenido en armónicos muy elevado, de forma que su componente fundamental de 50 Hz es mucho menor. Así, un valor habitual de ajuste de este parámetro es entre 7 y 10.

7. Temporización de instantáneo T>>. Este valor corresponde con el tiempo de disparo de la protección en caso de cortocircuito. Depende de la coordinación con otras protecciones, y los valores habituales se sitúan entre 0,1 y 0,5 s. En el caso de que el cortocircuito sea de valor elevado, actuarán los fusibles en el tiempo determinado por su curva característica.

8. Determinar el valor de intensidad en el caso de cortocircuito trifásico secundario. Este defecto debe ser despejado por los fusibles, y corresponde con el valor máximo del punto de intersección entre la curva del relé y del fusible. Si el punto de intersección es superior al valor de cortocircuito secundario, se deben cambiar los ajustes para cumplir este requisito.

Para la elección de los parámetros de protección de la unidad ekor.rpt.ci en celdas cgm.3-p, los pasos a seguir son similares a los propuestos en los párrafos anteriores, variando únicamente el primer paso. El calibre del fusible necesario para proteger el transformador se determina según la tabla de fusibles de los documentos de Ormazabal IG-034 e IG-136, respectivamente, teniendo en cuenta que las potencias mínimas a proteger se han mostrado en la tabla anterior.

En el caso de proteger un transformador de las siguientes características, en un sistema de celdas cgmcosmos:

S = 1250 kVA, Un = 15 kV y Uk = 5 %

Los pasos a seguir para una correcta coordinación entre los fusibles y el relé de protección son los siguientes:

1. Elección de fusible según IG-078. Fusible 10/24 kV 125 A

2. Intensidad nominal. In = S/√3 x Un = 1250 kVA/√3 x 15 kV @ 48 A

3. Sobrecarga admitida en permanencia 20 %. In x I> = 48 A x 1,2 @ 58 A

4. Tipo curva Extremadamente Inversa. E.I.

5. Factor de sobrecarga transitoria. K = 0,2

6. Nivel de cortocircuito. In x I> x I>> = 48 A x 1,2 x 7 @ 404 A

7. Temporización de instantáneo T>> = 0,4 s

8. Cortocircuito secundario. Ics = In x 100/ Uk = 48 A x 100 / 5 @ 960 A

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1 Elección fusible 125 A

2 Intensidad nominal 48 A

3 Sobrecarga en permanencia 58 A

4 Tipo de curva E.I.

5 Factor K = 0,2

6 Nivel de cortocircuito 404 A

7 Temporización instantáneo 400 ms

8 Cortocircuito trifásico secundario 960 A

9 Zona operación fusible

10 Zona operación relé

(s) Tiempo

(A) Intensidad

Figura 8.13. Ejemplo para fusible SSK de SIBA

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El ajuste de la unidad de tierra depende de las características de la red donde está instalada la unidad. En general, los valores de defecto a tierra son suficientemente elevados como para ser detectados como sobreintensidad. Incluso en las redes de neutro aislado o compensado el valor de defecto en las instalaciones de protección de transformador se discrimina claramente de las intensidades capacitivas de las líneas. Así, las unidades ekor.rpt.ci para protección de transformador se utilizan en redes de neutro aislado sin necesidad de direccionalidad. Los valores de los parámetros

de ajuste deben garantizar la selectividad con las protecciones de cabecera. Dada la variedad de criterios de protección y de los tipos de régimen de neutro de las redes, no se puede indicar una única parametrización que se ajuste a cada caso. De forma general, y para máquinas de hasta 2000 kVA, los ajustes que se indican a continuación son orientativos, y se debe comprobar que coordinan correctamente con las protecciones existentes aguas arriba (protecciones generales, de línea, cabecera, etc.).

Ajuste de Fase

Intensidad Nominal Temporizado Instantáneo I> K I>> T>>In=S/√3xUn = 48 A EI DT 1,2 0,2 7 0,4

Tabla 8.14. Ajuste de fase

Ajuste de Tierra

Tipo de neutro Temporizado Instantáneo Io> Ko Io>> To>>Rígido o impedante NI DT 0,2 0,2 5 0,4

Aislado o compensado NI DT 0,1/Ig = 2 A* 0,2 5 0,4

* En el caso de utilizar toroidal homopolar.

Tabla 8.15. Ajuste de tierra

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8.4.4. Instalación en celda

Las partes integrantes de las unidades ekor.rpt.ci son el relé electrónico, los sensores de tensión e intensidad, el disparador biestable, bobina de disparo y el bornero.

1 Relé electrónico ekor.rpt.ci

2 Sensores de intensidad

3 Sensores de tensión

Figura 8.14. Ejemplo de instalación de unidad ekor.rpt.ci en celdas de interruptor con fusibles

El relé electrónico se soporta mediante unos anclajes al mando de la celda. El frontal del equipo donde se agrupan los elementos de interface de usuario, display, teclas, puerto de comunicaciones, etc. es accesible desde el exterior sin necesidad de quitar la envolvente de mando. En su parte posterior se encuentran los conectores X1 y X2, así como el cableado que le une a los sensores de tensión e intensidad y al bornero.

Figura 8.15. Vista frontal y trasera ekor.rpt.ci

1 Interconexión configuración rele ekor.rpt.ci

2 DB-9 Macho (rele)

3 DB-9 Hembra (PC)

4 Conexionado comunicaciones RS485

Figura 8.16. Diagrama de conexionado frontal y trasera ekor.rpt.ci

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8.4.5. Esquema eléctrico ekor.rpt.ci

El esquema eléctrico de las unidades ekor.rpt.ci se muestra a continuación.

Figura 8.17. Esquema eléctrico

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8.4.6. Instalación de toroidales

La instalación de los transformadores de intensidad toroidales requiere especial atención. Es la principal fuente de problemas de disparos intempestivos, y su funcionamiento incorrecto puede provocar disparos que no se detectan en la puesta en servicio. A continuación se detallan las indicaciones que se deben tener en cuenta en la instalación.

1. Los toroidales se instalan en los cables de salida de la celda. El diámetro interior es de 82 mm lo que implica que los cables de MT que se utilizan pueden pasar por su interior con facilidad.

2. La pantalla de tierra SÍ debe pasar por el interior del toroidal cuando salga de la parte de cable que queda por encima del toroidal. En este caso, la trenza se pasa por el interior del toroidal antes de conectarla al colector de tierras de la celda. Se debe asegurar que la trenza no toca ninguna parte metálica, como el soporte de cables u otras zonas del compartimento de cables, antes de conectarse a la tierra de la celda.

3. La pantalla de tierra NO debe pasar por el interior del toroidal cuando salga de la parte de cable que queda por debajo del toroidal. En este caso la trenza se conecta directamente al colector de tierras de la celda. En el caso de no existir trenza de la pantalla de tierra por estar conectada en el otro extremo, como es el caso de la celda de medida, tampoco se debe pasar la trenza a través del toroidal.

1 Pantalla de tierra: se debe pasar por el interior de los toroidales

Figura 8.18. Instalación de toroidales

8.4.7. Comprobación y mantenimiento

La unidad de protección, medida y control ekor.rpt.ci está diseñada para poder realizar las comprobaciones de funcionamiento necesarias.

1. Comprobación por primario: Este caso corresponde a las pruebas que se realizan del equipo cuando está totalmente fuera de servicio, ya que implica la maniobra del interruptor-seccionador y la puesta a tierra de los cables de salida de la celda. En este caso se inyecta intensidad a través de los transformadores toroidales y se comprueba que la protección abre el interruptor en el tiempo seleccionado. Adicionalmente se verifica que las indicaciones de disparo son correctas y el registro histórico almacena todos los eventos.


a. Abrir el interruptor-seccionador de la celda y posteriormente poner la salida a tierra.

b. Acceder al compartimento de cables y pasar un cable de prueba a través de los toroidales.

c. Conectar el cable de prueba al circuito de intensidad del ensayador.

d. Conectar la salida S1, señal de disparo (según funcionalidad programada), a la entrada de parada de temporizador del ensayador.

e. Desconectar el seccionador de tierra y maniobrar el interruptor a la posición de cerrado. Rearmar la retención y quitar la palanca de maniobra para preparar la celda para disparo.

f. Inyectar las intensidades de prueba, y verificar que los tiempos de disparo son los correctos. Comprobar que en el display las indicaciones corresponden con los disparos efectuados.

Se debe tener en cuenta que para los disparos de fase el cable de prueba se debe pasar por dos toroidales. El cable ha de pasar por cada uno de ellos en sentido contrario, o sea, si en el primero la intensidad pasa de arriba hacia abajo, en el otro lo debe hacer de abajo hacia arriba para que la suma de las dos intensidad sea cero y no se produzcan disparos por tierra.

En el caso de realizar disparo por tierra, el cable de prueba se pasa por un único toroidal (toro homopolar o de fase, según se disponga o no de toro homopolar). Se deben realizar pruebas de disparo por todos los transformadores toroidales para determinar el funcionamiento de la unidad completo.

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Ajustes y manejo de menús Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

9. Ajustes y manejo de menús

9.1. Teclado y display alfanumérico

Como puede apreciarse en la imagen, las unidades de protección, medida y control ekor.rp.ci disponen de un total de 6 teclas:

SET: permite acceder al modo de “ajuste de parámetros”. Así mismo, y ya dentro de los diferentes menús del modo “ajuste de parámetros”, adquiere una función de confirmación, que será explicada más detalladamente a lo largo del actual capítulo.

ESC: permite volver a la pantalla principal (“visualización”), desde cualquier pantalla, descartando las modificaciones de ajustes realizadas hasta ese momento. Mediante esta tecla se pueden resetear las indicaciones de disparo de la unidad.

Teclado de dirección: Las flechas “arriba” y “abajo” permiten desplazarse a lo largo de los diferentes menús y modificar valores. “derecha” e “izquierda” permiten seleccionar valores para su modificación dentro del menú de “ajuste de parámetros”, tal y como se detallará posteriormente.

Junto al teclado, y en relación directa con él, los relés disponen de un display alfanumérico, que facilita las operaciones a realizar con el relé. Para ahorrar energía, el relé dispone de un sistema de reposo (display apagado), que entrará en funcionamiento cada vez que el relé se encuentre durante 1 minuto sin recibir ninguna señal exterior (pulsación de alguna tecla, excepto la tecla SET, o comunicación vía RS 232), o 2 minutos si el usuario se encuentra modificando los parámetros dentro del modo “ajuste de parámetros”. Así mismo, la recepción de cualquiera de los dos tipos de señal exterior (pulsación de las teclas ESC, flecha arriba, abajo, izquierda o derecha, comunicación RS-232) activará el relé finalizando su estado de reposo, siempre que el relé esté alimentado.

Figura 9.1. Unidades de protección, medida y control ekor.rp.ci

Figura 9.2. Tecla SET

Figura 9.3. Tecla ESC

Figura 9.4. Teclado de dirección

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Ajustes y manejo de menús

9.2. Visualización

El modo “visualización” es en el que habitualmente se encuentra el relé cuando está en servicio. Su función principal es la de permitir al usuario visualizar distintos parámetros de la unidad, que pueden resumirse en 5 grupos:

1. Medida de intensidades

2. Detección de presencia /ausencia de tensión

3. Visualización de valores de ajuste

4. Valores del último y penúltimo disparo

5. Fecha y hora actuales

El modo de “visualización” es el que aparece por defecto en el relé, tanto al encenderlo, como después de su estado de reposo, o pulsando la tecla ESC desde cualquier pantalla. En este modo de funcionamiento, se encuentran activas las teclas de dirección “arriba” y “abajo”, que permitirán al usuario desplazarse a lo largo de los distintos parámetros del modo “visualización”. La tecla SET pasa al modo “ajuste de parámetros”.

La Figura 9.6 muestra un ejemplo de algunas pantallas del modo “VIsualización” de las unidades ekor.rp.ci.

Las pantallas que se muestran en el display del relé, se componen de 2 líneas de datos. La primera indica cuál es el parámetro correspondiente a la pantalla en cuestión, mientras que la segunda establece el valor de dicho parámetro.

Adicionalmente, tanto en esta pantalla de visualización como en sus dos líneas de datos, pueden llegar a indicarse códigos de error (ver apartado “9.5. Códigos de error”) y el estado de ciclo de reenganche (ver apartado “9.6. Códigos de reenganchador”). Estas indicaciones se intercalarán en el display con las indicaciones de visualización.

Figura 9.5. Fecha y hora actuales

Figura 9.6. Pantallas del modo “VIsualización”

A continuación se muestra una tabla con la secuencia de los parámetros del modo “visualización”. En ella se incluye el texto que aparece en la primera línea del display del relé, junto con la explicación del parámetro correspondiente.

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Parámetro SignificadoI1. A Medida de intensidad fase 1I2. A Medida de intensidad fase 2I3. A Medida de intensidad fase 3I 0. A Medida de intensidad homopolarV1 Detección de tensión fase 1 (ON/OFF)V2 Detección de tensión fase 2 (ON/OFF)V3 Detección de tensión fase 3 (ON/OFF)I> Tipo de curva de fase (NI, MI, EI, DT, Inhabilitada)I0> Tipo de curva homopolar (NI, MI, EI, DT, Inhabilitada)I>> Habilitada/Inhabilitada unidad instantáneo de fase

I 0>> Habilitada/Inhabilitada unidad instantáneo homopolarIn. A Intensidad de fase a plena cargaI> Factor de sobrecarga de faseK Cte. multiplicadora de fase

I>> Multiplicador instantáneo de faseT>> Temporización instantáneo de faseI 0> Factor de fuga a tierraK 0 Cte. multiplicadora homopolar

I 0>> Multiplicador instantáneo homopolarT 0>> Temporización instantáneo homopolar

Ur Tensión de redTu Temporización detección presencia/Ausencia de tensión

79_h* Activación/Desactivación de función reenganchadorT1R* Tiempo de primer reengancheT2R* Tiempo de segundo reengancheT3R* Tiempo de tercer reengancheT4R* Tiempo de cuarto reengancheTb* Tiempo de bloqueo

Tbm* Tiempo de bloqueo manualR50* Reenganche por disparo de unidad 50R51* Reenganche por disparo de unidad 51

R50N* Reenganche por disparo de unidad 50NR51N* Reenganche por disparo de unidad 51NH2. A Intensidad último disparo

H2 Causa último disparoH2.TM Tiempo del último disparo desde el arranque hasta el disparoH2.DT Fecha último disparoH2.YE Año último disparoH2.HR Hora y minuto último disparoH2.SE Segundo último disparoH1. A Intensidad penúltimo disparo

H1 Causa penúltimo disparoH1.TM Tiempo del penúltimo disparo desde el arranque hasta el disparoH1.DT Fecha penúltimo disparoH1.YE Año penúltimo disparoH1.HR Hora y minuto penúltimo disparoH1.SE Segundo penúltimo disparoDATE Fecha actualYEAR Año actualHOUR Hora actual

SEC Segundo actual

* Solo para ekor.rpg.ci

Tabla 9.1. Secuencia de los parámetros del modo “visualización”

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9.3. Ajuste de parámetros

Al menú de “ajuste de parámetros” se accede desde cualquier pantalla del menú de “visualización” pulsando la tecla SET. La protección sigue operativa, con los parámetros iniciales, hasta que se vuelva al menú de “visualización”, pulsando de nuevo la tecla SET.

Como medida de precaución, el menú de “ajuste de parámetros” se encuentra protegido por un password, que se introduce cada vez que se desee acceder al menú. Por defecto, todas las unidades ekor.rp.ci tienen la clave 0000. Esta clave puede ser modificada por el usuario de la manera que se explicará más adelante.

Este menú tiene como función permitir al usuario la realización de cambios en diversos parámetros del relé. Estos parámetros pueden agruparse en:

1. Parámetros de las funciones de protección y detección

2. Menú de entradas

3. Menú de salidas

4. Fecha y hora

5. Parámetros de comunicación

6. Información sobre el número de disparos

7. Modificación de password

Para permitir al usuario una rápida identificación del menú en el que se encuentra, siempre que el relé esté en el menú de “ajuste de parámetros”, aparece el texto <<SET>> en la parte inferior central de la pantalla del relé (ver dibujo).

Figura 9.7. Ajuste de parámetros

9.3.1. Parámetros de protección

Las unidades ekor.rp.ci disponen de dos métodos de selección de los parámetros de ajuste: manual y automático.

El método manual, consiste en la introducción individual de cada parámetro de protección.

El método automático, en cambio, pretende servir de ayuda al usuario, facilitando y acelerando la introducción de parámetros. En este método, el usuario simplemente introduce 2 datos:

Potencia del transformador de Instalación (Pt), y Tensión de la red (Tr). A partir de estos 2 datos, el relé ajusta los parámetros según:

)3( ×=

r

tn T

PI

Redondeando el valor siempre hacia arriba, se obtendrá el valor de intensidad a plena carga seleccionado.

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El resto de valores de la regulación tienen un valor fijo, que se puede observar en la siguiente tabla, aunque el usuario

puede cambiar cualquiera de los valores seleccionados por el programa desde el modo manual.

Protección de fase Protección de tierra

Ajuste Valor automático Ajuste Valor automáticoFactor de sobrecarga 120 % Factor de fuga a tierra 20 %Tipo de curva EI Tipo de Curva NICte. multiplicadora 0,2 Cte. multiplicadora 0,2Factor de cortocircuito 10* Factor de cortocircuito 5Tiempo de disparo 0,1* Tiempo de disparo 0,1(*)Disparo habilitado DT Disparo habilitado DT

* Para el caso de protección mediante ekor.rpt-10 x 1/20 x 1/30 x 1 B con toros de rango 5 – 100 A, el factor de cortocircuito es 7 y el tiempo de disparo por instantáneo es de 0,4.

Tabla 9.2. Parámetros de protección

9.3.2. Menú de ajuste de parámetros

Cuando se accede al menú de “ajuste de parámetros” a través de la tecla SET, el relé solicita la introducción de un password. Una vez comprobado que el password es correcto, se entrará en la zona de introducción de ajustes. En este momento se deberá seleccionar configuración manual (CONF PAR), o configuración automática (CONF TRAF). Se podrá pasar de uno a otro con las teclas “derecha” e “izquierda”, y se seleccionará la opción deseada con la tecla SET. El diagrama de la derecha explica este proceso de forma gráfica.

Una vez dentro de cualquiera de las dos zonas de introducción de ajustes, el usuario puede desplazarse de un parámetro a otro a través de las teclas “arriba” y “abajo”, tal y como se hacía en el modo de “visualización”. Para salir de este menú bastará con pulsar la tecla ESC o la tecla SET, accediendo en ese momento de forma inmediata al menú de “visualización”. La diferencia es que la tecla ESC, descartará todas las modificaciones de ajustes previamente realizadas, mientras que con SET, se grabarán todos los datos antes de seguir. Figura 9.8. Ajuste de parámetros

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Para modificar un ajuste, el modo de proceder es el siguiente:

1. Visualizar en la pantalla el ajuste a modificar.

2. Pulsar las teclas “izquierda” o “derecha”. El dato comenzará a parpadear.

3. Ajustar al valor deseado con las teclas “arriba” y “abajo”. Si el ajuste es numérico, podrá modificarse la cifra parpadeante con las teclas “izquierda” y “derecha”.

4. Para salir pulsar SET (grabar y salir), o ESC (descartar cambios y salir).

Figura 9.9. Modificación de ajustes

La modificación del password se realiza introduciendo previamente el password actual. El proceso se explica de forma gráfica en el diagrama de la derecha. Como se observa en dicho diagrama, la modificación del password consta de cuatro pasos.

Figura 9.10. Modificación de password

Las dos tablas siguientes, muestran los parámetros de protección del menú “ajuste de parámetros”, junto con una explicación de cada uno y los valores que puede tener. Esta información se muestra para cada uno de los dos modos de ajuste, manual o automático.

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Parámetro Significado RangoI> Tipo de curva fase/inhabilitación unidad OFF, NI, VI, EI, DTI0> Tipo de curva homopolar/inhabilitación unidad OFF, NI, VI, EI, DTI>> Habilitación unidad instantáneo de fase OFF, DTI0>> Habilitación unidad instantáneo de tierra OFF, DTIn. A Intensidad de fase a plena carga Modelos x001: 5 A – 192 A (paso 1 A)

Modelos x002: 15 A – 480 A (paso 1 A)I> Factor de sobrecarga de fase 1,00 – 1,30K Cte. multiplicadora de fase 0,05 – 1,6I>> Multiplicador instantáneo de fase 1 – 25T>> Temporización instantáneo de fase 0,05 – 2,5I0>* Factor de fuga a tierra 0,1 – 0,8K0 Cte. multiplicadora homopolar 0,05 – 1,6I0>> Multiplicador instantáneo homopolar 1 – 25T0>> Temporización instantáneo homopolar 0,05 – 2,5Ur Tensión de red (kV) 3 – 36Tu Temporización detección presencia /ausencia de tensión 0,05 – 2,579_h** Activación/desactivación función reenganchador ON /OFFT1R** Tiempo de primer reenganche 0,0 a 999,9 (paso 0,1)T2R** Tiempo de segundo reenganche 0,0 y de 15,0 a 999,9 (paso 0,1)T3R** Tiempo de tercer reenganche 0,0 y de 60,0 a 999,9 (paso 0,1)T4R** Tiempo de cuarto reenganche 0,0 y de 180,0 a 999,9 (paso 0,1)Tb** Tiempo de bloqueo 0,1 a 999,9 (paso 0,1)Tbm** Tiempo de bloqueo manual 0,1 a 999,9 (paso 0,1)R50** Reenganche por disparo de unidad 50 ON /OFFR51** Reenganche por disparo de unidad 51 ON /OFFR50N** Reenganche por disparo de unidad 50N ON /OFFR51N** Reenganche por disparo de unidad 51N ON /OFFDATE Modificar día actual (día y mes) 1 - 31/1 - 12YEAR Modificar año actual 2000 – 2059HOUR Modificar hora actual 00:00 - 23:59SEC. Modificar segundo actual 0 - 59NPER Número de periférico 0 – 31PROT Número de protocolo 0000[5] MODBUS

0002 PROCOMEBAUD Velocidad de transmisión (kbps) 1,2; 2,4; 4,8; 9,6; 19,2; 38,4PARI Paridad No, par, imparLEN Longitud de palabra 7; 8STOP Bits de stop 1; 2DT.AD Día y mes en que se realizó el último ajuste No ajustableYE.AD Año en que se realizó el último ajuste No ajustableHR.AD Hora último en que se realizó el ajuste No ajustableSE.AD Segundo en que se realizó el último ajuste No ajustableNTP Número de disparos de fase No ajustableNTG Número de disparos de tierra No ajustableV. Versión del firmware No ajustablePSWU Modificación del password 0000 - 9999Entradas Entradas ON/OFFSAL Salidas ON/OFF

* En caso de toroidal homopolar el rango es 0,5 A – In y el parámetro es Ig ** Sólo para ekor.rpg.ci

Tabla 9.3. Menú de ajuste manual

[5]

[5] Protocolo para comunicar con ekor.soft.

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Parámetro Significado RangotP 0W Potencia del transformador (kVA) 50; 100; 160; 200; 250; 315; 400; 500;

630; 800; 1000; 1250; 1600; 2000TVOL Tensión de la red (kV) 6,6; 10; 12; 13,2; 15; 20; 25; 30

Tabla 9.4. Menú de ajuste automático

En el modo de ajuste automático una vez ajustados los parámetros “potencia del transformador” y “tensión de la red”, el relé mostrará la secuencia de aparición de parámetros de la tabla anterior (correspondiente al ajuste manual de parámetros), a partir del parámetro Ur.

Desde la pantalla de “ajuste de parámetros” se puede acceder a las pantallas “menú de entradas” y “menú de salidas”. Para ello, una vez en la pantalla de entradas del menú de “ajustes de parámetros”, se accede al “menú de entradas”, pulsando las flechas de izquierda o derecha. En el “menú de entradas” se encuentra el estado de las entradas de 1 a 5 y de 1 a 10[6], según modelo, en pantallas consecutivas, que se pueden consultar pulsando las flechas arriba y abajo.

De igual forma que para las entradas, al “menú de salidas”, también se accede desde la pantalla de salidas que se muestra en “ajuste de parámetros” (denominada “SAL ONOF”), pulsando las flechas izquierda o derecha. Un vez dentro de dicho menú, para desplazarse por las diferentes pantallas que muestran el estado de cada salida, se utilizan las flechas arriba y abajo. El estado de las salidas se modifica mediante las flechas izquierda y derecha. La variación del estado de las salidas se ejecuta mediante un pulso.

Para salir del “menú de entradas” o del “menú de salidas” hay que pulsar la tecla ESC del relé.

9.4. Reconocimiento de disparo

Cada vez que se produce un disparo, el relé accede inmendiatamente al menú de “reconocimiento de disparo”. Este menú se puede reconocer fácilmente, por una flecha parpadeante situada en la parte superior del display, justo debajo del nombre de la función que ha provocado el disparo. Las unidades ekor.rp.ci señalizan mediante la flecha superior cuatro de las posibles causas de disparo:

1. Disparo de temporizado de fase I>

2. Disparo de instantáneo de fase I>>

3. Disparo de temporizado de tierra I0>

4. Disparo de instantáneo de tierra I0>>

El menú de “reconocimiento de disparo” se abandona pulsando la tecla ESC, desde cualquiera de las pantallas del menú. El relé reconoce que el usuario ha comprobado el disparo, volviendo entonces a la primera pantalla del menú de “visualización”. En cualquier caso y desde el propio menú de “visualización”, los datos del disparo seguirán disponibles para el usuario hasta que se produzcan dos nuevos disparos.

A través de sus diversas pantallas, el menú de “reconocimiento de disparo” proporciona dos tipos de información. En la pantalla inicial, se muestra la intensidad detectada en el momento del disparo, por fase o por tierra en función de la unidad disparada. En las sucesivas pantallas del “reconocimiento de disparo” se muestran la fecha y hora del disparo, junto con el tiempo transcurrido desde el arranque de la unidad hasta el disparo.

[6] De 1 a 8 en el caso de ekor.rpt.ci.

Figura 9.11. Reconocimiento de disparo

La siguiente tabla muestra la secuencia de aparición de los datos. Como en el resto de menús, las teclas “arriba” y “abajo” sirven para desplazarse por los diferentes datos:

Parámetro SignificadoIx A Intensidad en el momento del disparoIx TM Tiempo desde el arranque de la unidad hasta el disparoIx DT Día y mes en que ocurrió el disparoIx YE Año en que ocurrió el disparoIx HR Hora en que ocurrió el disparoIx SE Segundo en que ocurrió el disparo

Donde el subíndice x está en función de la causa del disparo: “1”, “2”, “3” ó “0”, para fase1, fase 2, fase 3 u homopolar, respectivamente.

Tabla 9.5. Secuencia de aparición de los datos

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9.5. Códigos de error

Las unidades ekor.rp.ci disponen de una serie de códigos de error, destinados a avisar al usuario de las distintas anomalías que puedan producirse en el sistema.

Los diferentes códigos de error se identifican por un número, tal y como aparece en la figura de la derecha. A continuación se muestran los códigos de error que pueden mostrarse en las unidades ekor.rp.ci:

Código mostrado en display

Significado

ER 03 Error de interruptor (error en la apertura o error en el cierre)

ER 04 Error de bobina de cierre en cerradoER 05 Error de bobina de cierre en abiertoER 06 Error de bobina de aperturaER 07 Alarma magnetotérmicosER 08 Alarma muelles destensadosER 09 Estado de las protecciones fuera de servicio

(incluso con I>, Io>, I>>, Io>> a ON)ER 0A Activación bombeo

Conmuta entre el código de error y la medida

Tabla 9.6. Códigos de error

Figura 9.12. Visualización de error

9.6. Códigos de reenganchador

Junto con los parámetros de reconocimiento de disparo, la unidad muestra una serie de códigos para indicar el ciclo en el que se encuentra el reenganchador:

Código mostrado en display

Significado

RE 01 Primer ciclo de reenganche en cursoRE 02 Segundo ciclo de reenganche en cursoRE 03 Tercer ciclo de reenganche en cursoRE 04 Cuarto ciclo de reenganche en cursoRE FIN Ciclo de reenganchador finalizado: disparo definitivo

Conmuta entre el código de reenganche y la pantalla de reconocimiento de disparo

Tabla 9.7. Códigos del reenganchador

Los códigos del reenganchador se borrarán de la pantalla del relé manteniendo únicamente la pantalla de reconocimiento de disparo ante las siguientes situaciones:

1. Operaciones manuales sobre la unidad: cierre/apertura manual, activación/desactivación del reenganchador.

2. En caso de producirse errores antes o durante un ciclo de reenganche, en la pantalla prevalece la información de error sobre la de reenganche, que debería aparecer en la misma línea del display.

3. Se supera el tiempo de bloqueo estando en curso el ciclo de reenganche, siempre que no se hubiese llegado al disparo definitivo.

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9.7. Mapa de menús (acceso rápido)

El mapa de menús es una tabla resumen que muestra todos los submenús de los que constan las unidades ekor.rp.ci, así

como una pequeña explicación de los mismos.

Figura 9.13. Mapa de menús (1)

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Comunicaciones Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

10. Comunicaciones

10.1. Medio físico: RS 485 y fibra óptica

El medio físico mediante el que se establecen las comunicaciones orientadas al telecontrol para la familia de unidades ekor.rp.ci puede ser mediante cable par trenzado o fibra óptica (según modelo).

Para la comunicación mediante fibra óptica se utiliza una fibra de plástico tipo multimodo. El relé dispone de dos conectores para la fibra óptica, uno para transmitir y otro para recibir.

10.2. Protocolo MODBUS

Los dos puertos de comunicación del relé responden al mismo protocolo: MODBUS en modo de transmisión RTU (binario). La principal ventaja de este modo sobre el modo ASCII es su mayor densidad de información, lo que da una mayor tasa de transmisión de datos a igual velocidad de comunicación. Cada mensaje debe ser transmitido como una cadena continua puesto que se utilizan los silencios para detectar el final de mensaje. La duración mínima del SILENCIO será de 3,5 caracteres.

Inicio Dirección Función Datos CRC FinSilencio 8 bits 8 bits n x 8 bits 16 bits Silencio

Tabla 10.1. Trama de un mensaje de RTU

La direccion MODBUS del relé (también llamada número de periférico) es un byte que toma valores de 0 a 31.

El maestro se dirigirá al esclavo indicando su dirección en el campo correspondiente y el esclavo contestará indicando su propia dirección. La dirección “0” se reserva para el modo “difusión” de forma que será reconocida por todos los esclavos.

1 ekor.bus

2 Parámetros ajustes

Figura 10.1. Dirección MODBUS

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Comunicaciones

10.2.1. Funciones lectura/escritura

En principio solo se implementarán dos funciones, una para la lectura de datos y otra para la escritura.

Lectura de datos

Pregunta:

Inicio Dirección Función Datos CRC FinSilencio DESC ‘3’ DIREC-H DIREC-L NDATOS-H NDATOS-L 16 bits Silencio

Tabla 10.1. Pregunta

Respuesta:

Inicio Dirección Función N° de bytes Datos CRC FinSilencio DESC ‘3’ N DATO1-H DATO1-L ....... 16 bits Silencio

Tabla 10.2. Respuesta

donde:

DESC Dirección del esclavoDIREC-H Byte alto de la dirección del primer registro a leerDIREC-L Byte bajo de la dirección del primer registro a leerNDATOS-H Byte alto del número de registros a leerNDATOS-L Byte bajo del número de registros a leerDATO1-H Byte alto del primer registro solicitadoDATO1-L Byte bajo del primer registro solicitadoN Número total de bytes de datos. Será igual al número de registros solicitados multiplicado por 2

Escritura de datos

Permite escribir un único registro en la dirección apuntada

Pregunta:

Inicio Dirección Función Datos CRC FinSilencio DESC ‘6’ DIREC-H DIREC-L DATO-H DATO-L 16 bits Silencio

Tabla 10.3. Pregunta

Respuesta:

La respuesta normal es un eco de la pregunta recibida.

donde:

DESC Dirección del esclavoDIREC-H Byte alto de la dirección del registro a escribir.DIREC-L Byte bajo de la dirección del registro a escribir.DATO-H Byte alto del dato a escribir.DATO-L Byte bajo del dato a escribir.

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Respuesta en caso de error:

Inicio Dirección Función Código-Error CRC FinSilencio DESC FUNC_ERR CODI_ERROR 16 bits Silencio

Tabla 10.4. Respuesta en caso de error

donde:

DESC Dirección del esclavoFUNC_ERR Es el código de la función solicitada con el bit más significativo a 1CODI_ERROR Es el código del error ocurrido

‘1’ Error en número de registros‘2’ Dirección incorrecta‘3’ Datos incorrectos‘4’ Se intentó leer una dirección de sólo escritura‘5’ Error de sesión‘6’ Error de EEPROM‘8’ Se intenta escribir en una dirección de sólo lectura

10.2.2. Escritura de registro con PASSWORD

Los parámetros están protegidos contra escritura por el PASSWORD de usuario.

Una sesión de escritura de parámetros protegidos con password se inicia escribiendo el PASSWORD en la dirección correspondiente. La sesión de escritura finaliza con la actualización de los registros una vez que se ha vuelto

a transmitir el PASSWORD correspondiente. En caso de superar un tiempo de timeout se aborta el proceso y se vuelve al modo normal. Dentro del modo normal, cualquier intento de escritura de un registro protegido se responderá con un código de error ‘2’. La sesión de escritura es válida para un solo puerto, siendo prioritario el primero que introdujo el PASSWORD.

10.2.3. Generación del CRC

El campo de chequeo de redundancia cíclica (CRC) consta de dos bytes que se añaden al final del mensaje. El receptor debe recalcularlo y compararlo con el valor recibido. Los dos valores deben ser iguales.

El CRC es el residuo de dividir el mensaje por un polinomio binario. El receptor debe dividir todos los bits recibidos (la información más el CRC) por el mismo polinomio que se utilizó para calcular el CRC. Si el residuo obtenido es 0, la trama de información se da como válida.

El polinomio que utilizaremos será: X15 + X13 + 1

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10.2.4. Mapa de registros

Campo Dirección ContenidoIn 0x0000 de 5 a 192 (s/modelo)

de 15 a 480 (s/modelo)CURVA_FASE –

CURVA_HOMO

0x0001 0: OFF; 1: NI; 2: VI; 3: EI; 4: DT

INST_FASE INST_HOMO 0x0002 0: OFF, 1: DT;SOBRECARGA_INST_FASE (I>) 0x0003 0: 100 %; 1: 101 %; 2: 102 %,... 30: 130 %K Ko 0x0005 0: 0,05; 1: 0,06; ... 20: 1,6

VECES_INST_FASE VECES_INST_HOMO 0x0006 0: 1 vez; 1: 2 veces; 2: 3 veces;...24: 25 veces

TIEMPO_INST_FASE TIEMPO_INST_HOMO 0x0007 0 → 50 ms, 1 → 60 ms, 2 → 70 ms, 3 → 80 ms 4 → 90 ms, 5 → 100 ms, 6 → 200 ms...2,5 s

CONTADOR_DISPAROS_FASE 0x0008 de 0000 a 9999CONTADOR_DISPAROS_TIERRA 0x0009 de 0000 a 9999

PASSWORD_USUARIO 0x000b de 0000 a 9999CORRIENTE_HOMO (Io>) 0x000C si tHom = 0

0: 10 %; 1: 11 %; ...80 %si tHom = 10: 05; 1: 0,06; 2:0,07; ...In

Ur tensión de red 0x000d de 3 a 36 kVTu temporización tensión 0x000e 0 → 50 ms, 1 → 60 ms, 2 → 70 ms, 3 → 80 ms,

4 → 90 ms, 5 → 100 ms, 6 → 200 ms...2,5 s

NO USADO 79_h 0x000f 0: OFF, 1: ON

T1R 0x0010 de 0 a 9999 décimas de sT2R 0x0011 de 0 a 9999 décimas de sT3R 0x0012 de 0 a 9999 décimas de sT4R 0x0013 de 0 a 9999 décimas de sTb 0x0014 de 1 a 9999 décimas de s

Tbm 0x0015 de 1 a 9999 décimas de sR50 R51 0x0016 0: OFF, 1: ON

R50N R51N 0x0017 0: OFF, 1: ON

Tabla 10.5. Ajustes de usuario: escritura con password de usuario

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Campo Dirección ContenidoFecha ajuste usuario AÑO 0x0200

Formato RTC

MES DÍA 0x0201HORA MINUTO 0x0202

00 SEGUNDOS 0x0203MES DÍA 0x0205

HORA MINUTO 0x020600 SEGUNDOS 0x0207

Historial de disparo PENULT_DISP ULT_DISP 0x0208 Bit Contenido0 Disparo por fase

1: L1, 2: L2, 3: L312 Disparo homopolar3 No usado4 Disparo externo5 Causa del disparo de fase

0: sobrecarga,1: cortocircuito

6 Causa del disparo homopolar0: sobrecarga,

1: cortocircuito7 Disparo doble

ULT_DISP_VALOR_FASE 0x0209Intensidad en centésimas de A

0x020aULT_DISP_VALOR_HOMO 0x020b

Intensidad en centésimas de A0x020c

ULT_DISP_TIEMPO_FASE 0x020d Tiempo en centésimas de sULT_DISP_TIEMPO_HOMO 0x020e Tiempo en centésimas de s

AÑO 0x020f

Formato RTCMES DÍA 0x0210

HORA MINUTO 0x0211CSEG SEGUNDOS 0x0212PENULT_DISP_VALOR_FASE 0x0213

Intensidad en centésimas de A0x0214

PENULT_DISP_VALOR_HOMO0x0215 Intensidad en centésimas de A0x0216

PENULT_DISP_TIEMPO_FASE 0x0217 Tiempo en centésimas de sPENULT_DISP_TIEMPO_HOMO 0x0218 Tiempo en centésimas de s

AÑO 0x0219

Formato RTCMES DÍA 0x021a

HORA MINUTO 0x021bCSEG SEGUNDOS 0x021c

Medida de intensidad Intensidad fase L1 0X0708Centésimas de A

0X0709Intensidad fase L2 0X070A

Centésimas de A0X070B

Intensidad fase L3 0X070CCentésimas de A

0X070DIntensidad homopolar 0X070E

Centésimas de A0X070F

Versión software Funcionalidad 0x0226 de 0 a 99 de A a Z

Tabla 10.6. Históricos; medidas; entradas/salidas; version soft: solo lectura

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Campo Dirección ContenidoAño 0x0300 de 2000 a 2059

Mes Dia 0x0301 de 1 a 12 de 1 a 31Hora Minuto 0x0302 de 0 a 23 de 0 a 59

00 Segundos 0x0303 0 de 0 a 59

Tabla 10.7. Reloj

Campo Dirección ContenidoLlave password usuario 0x0500 De 0 a 9999

Tabla 10.8. Llaves password: solo escritura

Entradas Digitales (Sólo Lectura)

Campo Dirección Contenido

Entradas digitales

0x0710

Bit 0 Entrada 1

Bit 1 Entrada 2Bit 2 Entrada 3Bit 3 Entrada 4Bit 4 Entrada 5Bit 5 Entrada 6Bit 6 Entrada 7Bit 7 Entrada 8Bit 8 Entrada 9Bit 9 Entrada 10

Bit 10 Entrada 11Bit 11 Entrada 12Bit 12 Entrada 13Bit 13 Entrada 14Bit 14 Entrada 15Bit 15 Entrada 16

0x0711

Bit 0 Entrada 17Bit 1 Entrada 18Bit 2 Entrada 19Bit 3 Entrada 20Bit 4 Entrada 21Bit 5 Entrada 22Bit 6 Entrada 23Bit 7 Entrada 24Bit 8 Entrada 25Bit 9 Entrada 26

Bit 10 Entrada 27Bit 11 Entrada 28Bit 12 Entrada 29Bit 13 Entrada 30Bit 14 Entrada 31Bit 15 Entrada 32

Tabla 10.9. Funciones específicas de telecontrol (nivel de aplicación): entradas digitales

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Salidas Digitales/Mandos (Escritura)

Campo Dirección Contenido

Salidas

0x0600

Bit 0 Salidas 1

Bit 1 Salidas 2Bit 2 Salidas 3Bit 3 Salidas 4Bit 4 Salidas 5Bit 5 Salidas 6Bit 6 Salidas 7Bit 7 Salidas 8Bit 8 Salidas 9Bit 9 Salidas 10

Bit 10 Salidas 11Bit 11 Salidas 12Bit 12 Salidas 13Bit 13 Salidas 14Bit 14 Salidas 15Bit 15 Salidas 16

0x0601

Bit 0 Salidas 17Bit 1 Salidas 18Bit 2 Salidas 19Bit 3 Salidas 20Bit 4 Salidas 21Bit 5 Salidas 22Bit 6 Salidas 23Bit 7 Salidas 24Bit 8 Salidas 25Bit 9 Salidas 26

Bit 10 Salidas 27Bit 11 Salidas 28Bit 12 Salidas 29Bit 13 Salidas 30Bit 14 Salidas 31Bit 15 Salidas 32

Tabla 10.10. Funciones específicas de telecontrol (nivel de aplicación): salidas digitales

La funcionalidad específica de las entradas (0x0600 y 0x0601) y Salidas (0x0710 y 0x0711), depende de la instalación y puede ser diferente a lo expuesto en las tablas anteriores. Para verificar la funcionalidad específica de estas entradas y salidas, consultar los esquemas de la instalación.

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10.3. Protocolo PROCOME

El relé ekor.rp.ci puede configurarse para que el protocolo de comunicación sea PROCOME (configurando el parámetro PROT a 0002). En este caso, solo el puerto de comunicación trasero (estándar RS485) responde al protocolo PROCOME. El puerto delantero, sigue respondiendo al protocolo MODBUS, para configuración local, mediante ekor.soft.

PROCOME es un protocolo de comunicación serie en modo asíncrono diseñado para la transferencia de datos entre

equipos de control y protección de instalaciones eléctricas basado en la serie de normas IEC 870-5.

La implementación de PROCOME para la unidad ekor.rp.ci, maneja las funciones de inicialización (sin clave) y de control, de tal forma que se obtiene la información de las entradas digitales (incluyendo sus cambios) y de las medidas. Además se pueden recibir órdenes.

10.3.1. Nivel de enlace

La capa de enlace sigue las indicaciones proporcionadas sobre el protocolo PROCOME. Dichas tramas siguen el estándar de tramas T1.2 del IEC, 870-5-2, si bien la longitud del campo de dirección de los equipos es de 8 bits.

Se reserva el valor 0xFF en las direcciones para broadcast.

La estructura de las tramas de longitud fija (sin datos de aplicación) es la siguiente:

Offset Nombre Valor Descripción0 Start 0x10 Indicación de inicio de trama de longitud fija

1 Control 0x00-0xFF Palabra de control

2 Dirección 0x00-0xFF Dirección del nodo destino/origen

3 Suma 0x00-0xFF Suma de los datos de los Offsets 0 y 1 (control y dirección)

4 End 0x16 Indicación de final de trama

Tabla 10.11. Estructura de las tramas de longitud fija

Las tramas de longitud variable (con datos de aplicación) tienen la siguiente longitud:

Offset Nombre Valor Descripción0 Start1 0x68 Indicación de inicio de trama de longitud variable

0,1 Longitud0x02

-0xFB

Longitud (en Little Endian) de los datos de usuario, desde Offset 3 hasta el Offset inmediatamente anterior a la sumaEn el segundo byte se copia el contenido del primero, así si longitud = 10 bytes entonces el campo tiene el valor 0x0A0A

2 Start2 0x68 Indicación de inicio de los datos de usuario

3 Control 0x00-0xFF Palabra de control

4 Dirección 0x00-0xFF Dirección del nodo destino/origen

5-

(Longitud + 3)Datos Datos de usuario. En este espacio se incluyen los ASDUs

Longitud + 4 Suma 0x00-0xFF Suma de los datos de los campos de control, dirección y datos

Longitud + 5 End 0x16 Indicación de final de trama

Tabla 10.12. Tramas de longitud variable

Como mecanismo de control de flujo se utiliza una ventana de transmisión de 1 mensaje (por medio de un bit alternante que se incluye en la palabra de control de los mensajes emitidos por la estación maestra), de tal forma que las estaciones esclavas repiten el último mensaje transmitido a la estación maestra si el valor de ese bit (FCB en la nomenclatura del protocolo) en el último mensaje recibido del maestro coincide con el del penúltimo mensaje recibido de maestro, si son distintos procesa el nuevo mensaje y actúa en consecuencia. Para que el mecanismo se

encuentre activo, se utiliza otro bit de la palabra de control de los mensajes emitidos por la estación maestra (FCV en la nomenclatura del Protocolo).

Las palabras de control de los mensajes (tanto emitidos por el maestro como por la estación esclava) reservan los 4 bits de su nibble bajo para la función de enlace. Para indicar el sentido de un mensaje se reserva el bit PRM de la palabra de control.

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En PROCOME se utilizan las siguientes tramas en sentido maestro a esclavo:

# Nombre Fcv Descripción

0 SEND RESET UC NoOrden de reset del nivel de enlace del esclavoEsclavo debe borrar su cola de cambios de ED y poner el valor del último FCB recibido a 0Se espera del esclavo una confirmación positiva (0, CONFIRM ACK) o negativa (1, CONFIRM NACK)

3 SEND DATA SíEnvío de datos con confirmaciónPor este sistema se envían a los ekor.rp.ci las órdenes de actuaciónSe espera del esclavo una confirmación positiva 0, CONFIRM ACK o negativa 1, CONFIRM NACK

4 SEND DATA NR NoEnvío de datos sin confirmaciónPor este sistema se envía a los ekor.rp.ci la fecha/hora del sistemaNo se espera respuesta de los esclavos

6* REQUEST DATA S Sí

Petición de datos específicosSe usa para obtener los datos de control de los esclavos. Por este mecanismo se obtiene de las unidades ekor.rp.ci el valor de sus ED, EA y EC, así como los cambios de las EDSe espera una respuesta con datos (8, RESPOND DATA), sin que los datos estén disponibles aún(9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan sido implementados (15*, RESPOND NO IMP)

7* SEND RESET FCB No

Orden de reset del nivel del bit FCB del esclavoEsclavo debe poner el valor del último FCB recibido a 0, pero no borrar su cola de cambiosSe espera del esclavo una confirmación positiva (0, CONFIRM ACK) o negativa (1, CONFIRM NACK)

9 REQUEST LSTS NoPetición del estado del nivel de enlaceSe usa para saber si el esclavo está conectado. Se espera una respuesta 11, RESPONDF LSTS

10 REQUEST DATA C1 Sí

Petición de datos de clase 1 (urgentes)Se usa para obtener los datos urgentes de los esclavos. Por este mecanismo tan solo se obtiene de las unidades ekor.rp.ci la causa de la reinicialización del equipoSe espera una respuesta con datos (8, RESPOND DATA), sin que los datos estén disponibles aún(9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan sido implementados (15*, RESPOND NO IMP)

11 REQUEST DATA C2 Sí

Petición de datos de clase 2 (no urgentes)Se usa para obtener los datos no urgentes de los esclavosSe espera una respuesta con datos (8, RESPOND DATA), sin que los datos estén disponibles aún(9, RESPOND NO DATA) o sin que los datos hayan sido implementados (15*, RESPOND NO IMP)

* Funciones específicas del protocolo PROCOME, el resto son comunes al nivel de enlace IEC 870-5-2.

Tabla 10.13. Tramas en sentido maestro a esclavo

Y en sentido de esclavo a maestro:

# Nombre Descripción0 CONFIRM ACK Confirmación positiva

1 CONFIRM NACK Confirmación negativa

8 RESPOND DATA Respuesta con datos de aplicación

9 RESPOND NO DATA Respuesta sin datos de aplicación

11 RESPOND LSTS Respuesta a petición del estado de enlace

14* RESPOND LERROR Respuesta indicando que el nivel de enlace del esclavo no funciona correctamente

15* RESPOND NO IMP Respuesta indicando que la funcionalidad asociada a los datos pedidos no ha sido implementada en el esclavo

* Funciones específicas del protocolo PROCOME, el resto son comunes al nivel de enlace IEC 870-5-2.

Tabla 10.14. Tramas en sentido esclavo a maestro

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10.3.2. Nivel de aplicación

Para el intercambio de datos entre las funciones de aplicación entre el maestro y los equipos Esclavos se encapsulan datos en las tramas de longitud variable. Los datos de aplicación se denominan ASDU (unidad de datos del servicio de aplicación) y tienen una cabecera común en la que se identifica su tipo seguido de una serie de datos específicos para cada uno.

La estructura de esta cabecera, o identificación de la unidad de datos, es la siguiente:

Offset Nombre Descripción

0 Typ

Identificador del tipo de datosEl valor numérico almacenado en este campo sirve para denominar de forma unívoca a los datos de aplicación

1 VsqCalificador de estructura variableIndica el número de estructuras de datos que se incluyen en el ASDU

2 CotCausa de la transmisiónIndica el motivo de la transmisión del dato

3 Addr

Dirección del ASDUDirección del nivel de aplicación del ASDU. No tiene por qué coincidir con la dirección del nivel de enlace, ya que una conexión de enlace podría servir para varias conexiones de aplicación, pero en PROCOME sí coincide

Tabla 10.15. Identificación de la unidad

A continuación se incluye el objeto de información asociado al tipo de datos. Este objeto tiene una estructura que depende de los datos transmitidos en cada caso, pero todos ellos tienen un comienzo común, el identificador del objeto de información cuya estructura es:

Offset Nombre Descripción4 Fun Tipo de función

5 Inf Número de información

Tabla 10.16. Objeto

Por último, se incluyen los datos del objeto de información a partir del offset 6 dentro del campo de datos de aplicación.

Los ASDUs utilizados en PROCOME tienen unos valores prefijados para cada uno de los campos de la cabecera.

Los ASDUs utilizados en el intercambio de datos entre los maestros y los esclavos corresponden a un perfil de aplicación que soporta la inicialización de las estaciones secundarias, las funciones de control, la interrogación de control, el refresco de las señales digitales de control (soportando el posible overflow del búfer de cambios) y las órdenes de mando. De esta forma los ASDUs en dirección secundario (esclavos) a primario (maestro) son:

Typ Descripción5 Identificación

100 Transmisión de cambios en ED y medidas (foto EA y cambios)

101 Transmisión de contadores (foto EC)

103 Transmisión del estado actual de ED (foto ED)

121 Órdenes de mando

Tabla 10.17. ASDUs dirección secundario-primario

En dirección primario a secundario son:

Typ Descripción6 Sincronización de los esclavos

100 Petición de datos de control (foto EA, cambios ED, parada EC y foto EC)

103 Petición del estado actual de ED (foto ED)

121 Órdenes de mando

Tabla 10.18. ASDUs dirección primario-secundario

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Notas Instrucciones generalesekor.rpg.ci & ekor.rpt.ci

Notas

Sujeto a cambios sin previo aviso.

Para más información, contacte con Ormazabal.

Ormazabal Protection & Automation

IGORRE España

www.ormazabal.com

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